APÉNDICE B MÉTODO 21 – VOLUMEN II
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1. MÉTODOS DE ESTIMACIÓN DE LA EMISIÓN Son cuatro los métodos desarrollados para calcular las emisiones fugitivas en la
industria del petróleo:
Método del factor de emisión promedio. (MFEP)
Método de los rangos de medida. (MRM)
Método de la ecuación de correlación de la emisión. (MECE)
Método de la ecuación de correlación para una unidad específica (MCUE)
2.1. MÉTODO DEL FACTOR DE EMISIÓN PROMEDIO No requiere valores medidos individuales para cada componente. Generalmente la
única información necesaria para utilizar este método es el número de componentes
de cada tipo (válvulas, conexiones, etc...), y tipo de servicio (gas, líquido ligero, líquido
pesado...).
El número de componentes de cada categoría se multiplica por el factor determinado
de emisión media. La masa de emisiones que resulta para cada categoría pueden ser
unidas para determinar el total de emisiones de la instalación. Por último,
multiplicamos por las horas que durante el año está la línea en servicio. La forma de
expresarlo sería:
Nº Componentes * Factor emisión * Horas / Año en servicio = Emisiones anuales
Se usa el factor de emisión promedio (FEP) en instalaciones que no tienen programas
de detección y reparación de fugas. También cuando se añade un equipo nuevo a la
instalación (por ejemplo una nueva unidad de proceso) y no se han recogido valores
para este nuevo equipo. También se usan para estimar emisiones de componentes
que no son rutinariamente medidos como parte de un programa de detección y
reparación de fugas (componentes inaccesibles por inseguridad, servicio de líquidos
pesados).
Los factores recomendados para refinerías por la U. S. EPA se muestran tabulados en
la Tabla 1. Se basan en datos recogidos desde 1970. Esta tabla tiene diferentes
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factores de emisión para diferentes tipos de componentes y diferentes tipos de
servicios.
Líquidos ligeros se definen como aquellos líquidos con una presión de vapor mayor
que 0,1 psia a 100ºF ó 689 Pa a 38ºC. Sin embargo, las regulaciones individuales
pueden tener diferentes definiciones para líquidos ligeros, pesados y gases.
NSPS Subparte GGG: presión de vapor > 0,3 kPa a 20ºC para uno o más de sus
componentes ó 10% del punto de evaporación a 150ºC usando el método ASTM D-86
En la Tabla 2 se muestra la información relativa a líquidos pesados. Son extraídas de
un reciente estudio API. Hay que tener en cuenta que estos nuevos factores no han
recibido aún la aprobación de la U. S. EPA.
2.2. FACTORES DE REDUCCIÓN Los factores de emisión promedio de refinería, en principio, se desarrollaron usando
datos de instalaciones que no tenían ningún programa de inspección y mantenimiento.
Un programa de inspección y mantenimiento (Programa I/M) es la actividad que tiene
como fin la detección y reparación de fugas en aquellos componentes que pueden
presentar este problema. Estos factores originales se pueden denominar factores de
emisión promedio incontrolados.
La U. S. EPA tiene en cuenta la reducción en los factores de emisión promedio por el
seguimiento en una instalación concreta de un determinado programa I/M. El
Documento de Protocolos de la U. S. EPA incluye factores de reducción para
frecuencias de monitorización mensuales y trimestrales. Esta información se muestra
en la Tabla 3. Sin embargo, se puede usar un método alternativo para calcular factores
de reducción. Una explicación detallada de estos factores alternativos se encuentra en
Apéndice B. La eficacia de reducción a la que se hace referencia en este documento
se basa en 4 factores, referidos como A, B, C y D.
El factor A se encuentra en la Tabla B.2 del Apéndice B.
Los factores B, C y D se hallan en la Tabla B.3 del Apéndice B.
Estos factores se definen como sigue:
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A: porcentaje de masa total de emisiones relativas a varias definiciones de
fuga. Es la eficiencia teórica de máximo control.
B: ocurrencia de fuga y factor de repetición. Es una función del intervalo de
inspección.
C: factor de corrección por reparación no instantánea. Es función del tiempo
permisible de reparación.
D: factor de corrección por reparación incorrecta. Tiene su origen en el hecho
de que algunos componentes pueden ser reparados y sin embargo no
reducirse a cero sus fugas.
Estos factores arriba señalados fueron desarrollados para definiciones de fuga de
1,000 ppmv ó mayores. A menos que se desarrollen otros factores, para definiciones
de fuga menores de 1,000 ppmv se utilizará el factor de 1,000 ppmv.
Un ejemplo del uso de este método alternativo para estimar un factor de reducción
sería una válvula en un servicio gaseoso con una definición de fuga de 10,000 ppmv,
con inspecciones trimestrales, y 15 días de tiempo de reparación permitido. Dada esta
información, y utilizando las tablas B.2 y B.3 del Apéndice B, los factores serían como
sigue:
A = 0.98 B = 0.90 C = 0.979 D = 0.996 Esto significa que el factor de emisión promedio de refinería mostrado en la Tabla 1
para válvulas en servicio de gas (0.0268 kg/h) podrá ser reducido un 86% por tener el
programa I/M descrito, resultando en un factor de emisión revisado de:
( 1- 0.86 ) * 0.0268 = 0.00375 kg/h
Si los factores de la Tabla 3 hubieran sido usados, el factor de reducción hubiera sido
del 70% para un programa trimestral con una definición de fuga de 10,000 ppmv.
Nótese que la metodología de la U. S. EPA también hace posible que una instalación
pueda estimar los beneficios de tener diferentes niveles de programas I/M.
Eficiencia de reducción = 0.860
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En las Tablas 4 y 5 se muestran los FEP recomendados para terminales comerciales,
y operaciones de producción de aceite y gas, basados estos factores en estudios
recientes.
Los mismos factores utilizados para refinería pueden ser usados también para
industrias de gas y aceite. Casi todos los datos de industrias de gas y aceite recogidos
fueron de instalaciones no controladas.
En el caso de terminales comerciales se han utilizado un compendio de instalaciones
controladas y no controladas. Se recomienda, no obstante, en el caso de terminales
comerciales, factores de emisión promedio sin factores de reducción.
Líquidos ligeros se definen, en el caso de factores promedio para las terminales
comerciales, como un líquido que tiene una presión de vapor superior a 0.1 psia a
100ºF, o con presión de vapor > 689 Pa a 38ºC (Ricks, 1993). En el caso de
terminales de producción de gasolina y gas, se definen los líquidos ligeros como
aquellos que presentan una gravedad API >20 (Webb,1993).
Para los pesados en terminales no se han desarrollado factores. Los factores para
líquidos ligeros es de esperar que sean más altos que los factores para líquidos
pesados, si éstos fueran desarrollados. Por el momento, y mientras no se desarrollen
factores específicos, se recomienda el uso del mismo factor que para los líquidos
ligeros, mostrados en Tabla 4.
2.3. MODIFICACIÓN PARA INORGÁNICOS
La U. S. EPA (Epperson, 1995) proporciona una opción para el método del factor de
emisión promedio que no se aplica a los otros métodos de estimación. La
concentración de inorgánicos en líneas de proceso pueden ser sacadas fuera de la
estimación cuando se usa el MFEP. Esta separación de los inorgánicos no es
apropiada para los otros métodos porque cada uno de los otros métodos están
basados en valores de medida reales y no en medida de la concentración de
hidrocarburos únicamente. Por ejemplo, si una corriente contiene 90% en peso de
VOC y 10% de vapor de agua, las emisiones calculadas por el MFEP podrían ser
multiplicadas por 0.90 para determinar la parte de VOC de las emisiones. Si una
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válvula de gas de refinería (0.0268 kg/h) fuera parte de la línea que transporta la
corriente del ejemplo, las emisiones estimadas serían calculadas como sigue:
VOC = 0.0268 kg/h * 0.90 = 0.0241 kg/h
2.4. MODIFICACIÓN PARA COMPUESTOS ORGÁNICOS QUE NO SON COVS
No todos los compuestos orgánicos detectados por un instrumento de medida son
COVs. Estos instrumentos miden en cambio, a menudo, Componentes Orgánicos
Totales (COTs). En particular, metano y etano son detectados por muchos
instrumentos de medida, pero no son clasificados como COVs. Otros compuestos
orgánicos que no son clasificados como COVs son el tricloroetano y varios
clorofluorocarbonos. La U. S. EPA permite la modificación por los compuestos no
COVs detectados por un instrumento de medida. Los COVs pueden ser determinados
como sigue:
VOC = COT * % peso VOC / % peso COT
Esta ecuación puede usarse para convertir emisiones COT o un factor de emisión de
COT, en una emisión o factor de emisión de VOC.
Ejemplo: una corriente que contiene 90% (p) de COT, de los cuales un 10% (p) es
etano.
VOC = 80/90 COT = 0.889 COT
Notar que en la Tabla 1, los factores de emisión son para emisiones de compuestos
orgánicos excluyendo al metano.
2.5. MODIFICACIÓN POR METANO EN REFINERÍAS PARA COT Sólo para refinerías, la U. S. EPA ha recomendado una corrección adicional al factor
de emisión medio si el COT es requerido. Los FEP de refinería están basados en
datos que excluyen, como ya se ha comentado, al metano. Sin embargo, si las
corrientes de proceso contienen metano, los porcentajes de metano necesitan ser
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añadidos a los COTs excluyendo al metano para desarrollar un COT total. Sin
embargo, se permite sólo un máximo de 10% (p) de metano por la U. S. EPA porque
los compuestos usados para desarrollar estos factores eran parte de corrientes que
contenían un 10% o menos de metano. La modificación para metano se calcula como
sigue:
Fracción en peso COT/ (Fracción en peso COT – Fracción en peso Metano)
Ejemplo: una válvula de gas (0.0268 kg/h) está incluida en una corriente que contiene
un 75%(p) de VOC, un 20%(p) de metano (sólo puede aparecer un 10% en el cálculo)
y un 5%(p) de vapor de agua.
La fracción en peso de COT para este ejemplo es 75% + 20% = 95%.
El cálculo para las emisiones con ajuste por metano sería:
COT = 0.0268 kg/h * 95/95-10 = 0.0300 kg/h.
En terminales comerciales, y en las industrias de gas y aceite, no se requiere esta
corrección porque ya están representadas en las tablas las emisiones COT.
Ejemplo de uso del MFEP (Tabla 6) Se usa la fórmula general:
Emisiones = FEP * Número de componentes
El ejemplo se está aplicando a una terminal comercial con corrientes de gas y líquido
ligero y que no ha almacenado los valores medidos.
3. MÉTODO DE LOS RANGOS DE MEDIDA (MRM)
En las tablas 7, 8 y 9 se muestran los factores recomendados para usar en refinerías,
terminales comerciales y producción de gas y aceite.
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Para calcular emisiones, primero seleccionamos la más aplicable de las tres tablas,
dependiendo del tipo de instalación. Después, multiplicamos el número de
componentes de cada tipo, tipo de servicio y tipo de instalación por el factor
correspondiente de cada una de las tres tablas. La cantidad de emisiones que resulte
por cada tipo de componente y tipo de servicio pueden ser sumadas para determinar
el total de emisiones de la instalación.
Nótese que la modificación para inorgánicos para calcular COVs no está permitida
para este método. Sin embargo, la modificación por compuestos orgánicos que no son
COVs sí lo está.
Hay que hacer notar que la U. S. EPA no apoya el uso de los factores de emisión
estratificados, los cuales dividen los rangos de medida en 3 divisiones de medida en
lugar de en 2.
Muestra de cálculo usando el MRM Los cálculos de emisiones para una unidad que tiene corrientes de líquidos ligeros y
que usa el método de los rangos de medida se muestran en la Tabla 10.
Muestra de cálculo aplicando el MRM con ajuste por compuestos orgánicos que no son COVs La modificación por compuestos orgánicos que no son COVs al cálculo de emisiones
por el MRM usa la misma metodología explicada ya para el método MFEP. Como se
vio en aquel ejemplo:
COV = 0.889 COT
Y dado el resultado obtenido en la tabla 10 se sigue que:
COT = 1.567 kg/h
COV = 0.889 * 1.567 kg/h = 1.393 kg/h
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El siguiente ejemplo explica cómo aplicar la modificación por metano en refinería
cuando se usa el MRM. Para el ejemplo usado en el caso del MFEP, usando los
resultados de la Tabla 10 se llega a que:
COT = 1.567 kg/h * 95 / 95-10 = 1.751 kg/h
En el cuadro que se muestra a continuaión se indican a modo de resumen los pasos a
seguir que se han explicado hasta el momento.
4. MÉTODO DE LA ECUACIÓN DE CORRELACIÓN DE LA EMISIÓN (MECE)
Las ecuaciones de correlación recomendadas son las que se muestran en la Tabla 11.
El uso de las ecuaciones requiere obtener valores de medida exactos por
componentes. La U. S. EPA combina los datos procedentes del mundo del petróleo al
completo (refinerías, terminales comerciales y la industria de producción de gas y
aceite) para desarrollar ecuaciones de correlación, factores de emisión para
componentes por debajo del límite de detección y componentes que superan el
máximo que puede ser medido.
Las ecuaciones de correlación se desarrollan realizando tests y recogiendo datos.
Muestran la relación empírica que se deriva entre valores de medida y la masa de
hidrocarburos emitidos.
Elegir método ( MFEP ó MRM ). Tipo de instalación (refinería, terminal comercial, producción gas-aceite Centrarnos en cada línea. Centrarnos en cada componente de la línea (válvula, brida, bomba...). Conocer la definición de fuga de dicho componente. Saber qué transporta la línea estudiada. (ligero, pesado o gas). Conocer composición.
1. Considerar proporción ORGÁNICOS-INORGÁNICOS. 2. Considerar proporción COT-COV 3. Considerar proporción COV-metano.
MFEP : aplicar tabla correspondiente con correcciones 1-2-3 MRM: aplicar tabla correspondiente con correcciones 2-3 Aplicar el factor de reducción por la utilización de un programa I/M. Hacer lo mismo para cada componente y para cada línea.
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Algunos componentes pueden presentar emisiones por encima del límite del
analizador. Por ejemplo, el analizador OVA 108 (Analizador de Vapor Orgánico), si no
se realiza dilución, puede leer hasta 10.000 ppmv. Con una dilución de la sonda,
puede leer hasta 100.000 ppmv. Las ecuaciones de correlación de la emisión no son
válidas para componentes que fuguen por encima de este valor. Esto es así porque
para los componentes que presentaban estas altas fugas fueron desarrolladas otras
velocidades de fuga. La Tabla 11 tiene en cuenta las velocidades de emisión por
componente para límites distintos del analizador (10.000 ppmv y 100.000 ppmv).
Las ecuaciones de correlación fueron desarrolladas excluyendo aquellos componentes
que presentaban fugas que se manifestaban en forma de goteos de líquido, y éstas se
contaron como componentes por encima del límite. Para los componentes que fugan
líquidos con baja volatilidad, algunas veces los valores medidos para los componentes
no sobrepasaban el límite del analizador, Sin embargo, esos componentes fueron
también considerados como fuera de límite. Para ser consistentes con cómo las
ecuaciones fueron desarrolladas, todos los componentes con fugas de líquidos en
servicio de COV deberían considerarse componentes por encima del límite
(posiblemente excluyendo componentes con muy baja volatilidad si el líquido no
evapora fácilmente).
La gran mayoría de las medidas realizadas sobre componentes en una instalación
alcanzarían la medida de fondo de la misma. Un valor común para esta medida de
fondo es menor que 10 ppmv. Cuando los componentes arrojan una medida próxima a
la medida de fondo, la medida exacta del componente no puede ser determinada por
el analizador. Los tests de embolsado han mostrado que algunos de estos
componentes fugan a bajos niveles (Radian, 1980; Ricks, 1993; Ricks, 1994). El nivel
medio de fuga para componentes que arrojan lecturas del orden de la lectura de fondo,
se estiman como velocidad de emisión nula (se indica como “cero por defecto”). La
Tabla 11 también relaciona las velocidades de emisión de componentes “cero por
defecto” en refinerías, terminales comerciales, e instalaciones de producción de gas y
gasolina.
Las emisiones fugitivas totales de una instalación serían calculadas determinando las
emisiones de masa para cada componente medido individualmente y sumando las
emisiones de cada uno de esos componentes. Dado que la masa puede ser
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determinada para cada componente medido, el uso de las ecuaciones de correlación
sería el método más exacto para determinar emisiones.
Nótese que el ajuste para inorgánicos para calcular COVs no está permitido para el
método de la ecuación de correlación. Más allá, el ajuste para metano en refinerías no
se necesita pues las ecuaciones de correlación fueron desarrolladas a partir de datos
en los que no fue excluido el metano (diferentes datos que los usados para el MFEP y
el MRM). Sin embargo, el ajuste para compuestos orgánicos no-COVs está permitido
por la U. S. EPA para el MECE.
Ejemplo de cálculo usando el Método de la Ecuación de Correlación de la Emisión
Los cálculos de emisión para cinco válvulas de una instalación petrolífera que usa el
Método de la Ecuación de Correlación de la Emisión se muestra en la Tabla 12.
5. MÉTODOS DE ESTIMACIÓN PARA INSTALACIONES PETROQUÍMICAS
Hay factores que se aplican a la industria química. Estos factores son específicos para
la industria de manufactura química orgánica sintética (SOCMI). Ocasionalmente,
algunas refinerías tienen también unidades SOCMI (MTBE, aromáticos) y necesitan
aplicar las ecuaciones y factores de emisión SOCMI. Las ecuaciones y factores de
emisión SOCMI, del Documento de Protocolos EPA se reproducen en el Apéndice C.
6. ASPECTOS QUE AFECTAN A LA DETERMINACIÓN DE EMISIONES Anteriormente se han identificado las ecuaciones y los factores a usar para determinar
las emisiones fugitivas. El uso de ecuaciones y factores es generalmente sencillo. Sin
embargo, frecuentemente aparecen cuestiones que afectan a la determinación de
emisiones. Esta sección conduce a varias de estas cuestiones, como son:
Tamaño del componente.
Medida y uso de niveles de fondo de hidrocarburos.
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Uso de factores de respuesta.
Factores de corrección del analizador.
Factores de emisión para nuevas fuentes de emisión.
Composición de la corriente.
Cálculo de emisiones de componentes inaccesibles y difíciles de medir.
Impacto de la presión y la temperatura en las emisiones.
6.1. TAMAÑO DE UN COMPONENTE
Durante el desarrollo reciente de factores y ecuaciones de correlación de emisión para
refinerías, uno de los resultados fue que podían ser hechas correlaciones entre el
tamaño de un componente y la fuga.
6.2. USO DE NIVELES DE FONDO DE HIDROCARBUROS
Las lecturas de fondo deberían ser restadas de los valores de medida usados para el
método de los rangos de medida o para el de la ecuación de correlación. Sin embargo,
las lecturas de fondo no serían restadas de los valores de medida de componentes
fuera de rango, pues esto pudiera conducir a errores en el cálculo de las emisiones.
Por ejemplo, si el instrumento se pasa de 10,000 ppmv y la lectura de fondo es de 10
ppmv, podría causar errores el tener en cuenta la fuga como 9,990 ppmv. Debería de
aplicarse el factor de emisión para componentes fuera de rango.
6.3. USO DE FACTORES DE RESPUESTA
No todos los componentes examinados responderán con la misma intensidad a todos
los detectores. Los factores de respuesta que corrigen la sensibilidad de un analizador
a ciertos compuestos, deben ser determinados. Se trata con profundidad este tema en
otros documentos anexos.
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6.4. FACTORES DE CORRECCIÓN DEL ANALIZADOR
Cada tipo de analizador responde de forma diferente a los productos químicos. Las
recientemente desarrolladas ecuaciones de correlación de la industria del petróleo
están basadas en medidas con el Analizador de Vapores Orgánicos (AVO) 108. Para
ser más exactos, si un instrumento distinto del AVO es utilizado, los valores del
instrumento alternativo han de ser comparados con los valores AVO. Correlaciones
entre las medidas (calibrado con CH4) y las medidas de un TLV Sniffer (calibrado con
C6H14) y un TVA 1000 (usando el detector de ionización de llama, calibrado con CH4)
se han desarrollado como sigue:
AVO = 0.609 * TLV1.216
AVO = 1.54 * TVA0.335
Ejemplo: una lectura de 10,000 ppmv de un TLV Sniffer, sería comparable a una
lectura en AVO de 44,526 ppmv.
Las correlaciones con dos instrumentos detectores de fotoionización (HNU y TVA) no
podrían hacerse. Esto es porque los instrumentos detectores de fotoionización (PID)
tienen muy diferente respuesta que los FID. Los PID no responden bien en general a
alcanos, y casi no responden en absoluto a alcanos ligeros (metano, etano, propano,
etc...). En el estudio API, los componentes fueron seleccionados de todas las áreas de
refinería, y no hubo intento de restringir el uso de PID sólo en aquellas áreas donde su
uso no es apropiado. Los PID serían usados sólo en aquellos áreas donde el
conocimiento del proceso indica que sustancias con buena respuesta (corrientes ricas
en aromáticos, olefinas e hidrocarburos sustituidos) están presentes. No conocemos si
se podría obtener una buena correlación en un conjunto de componentes restringido a
áreas de proceso apropiadas para PID. La U.S. EPA no advierte contra el uso de
valores de medida de PID directamente. Sería aconsejable desarrollar factores de
corrección cuando usamos valores de medida de PID para estimar emisiones en las
que se requiere un alto grado de exactitud.
APÉNDICE B. MÉTODO 21 DE LA EPA. VOLUMEN 2
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6.5. INTERVALO DEL TIEMPO DE FUGA El momento exacto en que un componente comienza a fugar se desconoce
generalmente. Sin embargo, algún tiempo de comienzo debe ser asumido para estimar
las emisiones a lo largo del tiempo.
Hay, básicamente tres opciones para estimar este espacio de tiempo:
Las fugas comienzan inmediatamente tras la última medida.
Las fugas empiezan inmediatamente antes de la medida más reciente.
Ocurre la fuga en una media de tiempo entre medidas.
En la Figura 1 se representan estas 3 opciones. El uso de una u otra medida puede
depender de los requerimientos o exigencias de la regulación aplicable.
Inmediatamente después de la última medida Es el método con el que resulta una más alta cantidad de masa emitida a lo largo del
tiempo. En otras palabras, si un componente arrojó una medida de 10 ppmv en el 1 de
Julio y 10,000 ppmv en el 1 de Octubre, este método asumiría que el componente
comenzó fugando 10,000 ppmv inmediatamente después de la medida del 1 de Julio.
Inmediatamente antes de la medida más reciente. Es el método con el que se obtiene la medida de emisión más baja. Si un componente
tuvo una medida de 10 ppmv en 1 de Julio y de 10,000 ppmv el 1 de Octubre, este
método asumiría que el componente comenzó fugando 10,000 ppmv en el 1 de
Octubre.
Media entre monitoreos Asume que la masa emitida entre medidas es la media entre los valores de estas
medidas. Por ejemplo, para las mismas fechas anteriores, si las fugas másicas fueran
1.3 * 10-5 kg/h y 2.2 * 10-3 kg/h respectivamente, la medida tenida en cuenta para el
período en cuestión sería la media, es decir, 1.1* 10-3 kg/h.
Si lo hiciéramos en lugar de con los valores de fuga, con los valores de medida del
instrumento, es decir, con 10 y 10,000 ppmv, la media entre ambos sería 5005 ppmv, y
con este valor acudiríamos a la ecuación de correlación. Este segundo método, dada
la forma de la ecuación de correlación, arroja mayores valores de emisión que el
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primero. Sin embargo, ambos métodos serían considerados aceptables y
generalmente mucho más exactos que los dos explicados anteriormente.
Antes de ninguna medida Si ninguna medida se ha llevado a cabo hasta el momento para un componente
determinado, podría asumirse que la primera medida representa la fuga anterior a
dicha medida. Como alternativa, el factor de emisión promedio para el tipo de
componente podría ser usado para el período de tiempo anterior a la medida.
Figura 1 – Ejemplo de opciones de intervalos de fuga a considerar en un componente que fuga
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6.6. FACTORES DE EMISIÓN PARA NUEVAS FUENTES DE EMISIÓN
Las instalaciones que añaden, o planean añadir, nuevas fuentes de emisiones
fugitivas, a menudo necesitan estimar emisiones fugitivas antes de tener alguna
información de las medidas realizadas.
Si no está planeado un programa I/M para las nuevas fuentes, los factores de emisión
promedio presentados ya en otro apartado anterior se usaría para estimar emisiones.
Si un programa I/M está planeado, al menos dos alternativas de estimar emisiones
son posibles.
La primera alternativa para refinerías, para estimar emisiones para estas
nuevas fuentes es aplicar factores de reducción I/M, ya explicados. Los
factores de reducción son mostrados en Tabla 3, o pueden ser calculados
usando la metodología descrita en Apéndice B, como ya se explicó.
Otra alternativa es usar los datos existentes de una instalación que ya
funciona para desarrollar un factor de emisión promedio específico. La más
representativa parte de una instalación sería usada para determinar este factor.
Para instalaciones más pequeñas, todos los datos de la instalación pueden
necesitar ser usados. Para instalaciones más grandes, una porción
representativa, quizás una determinada unidad, sería utilizada.
Si nuevos componentes se añaden a una unidad que corrientemente tiene un
programa I/M, entonces puede desarrollarse un factor de emisión promedio para esa
unidad, que explique los valores de medida típicos encontrados en esa unidad.
Si una unidad nueva al completo se está añadiendo, entonces puede ser desarrollado
un factor de emisión promedio de una unidad existente que se espera sea más
parecido a la nueva unidad. Para desarrollar un FEP específico, primero determinamos las emisiones fugitivas para
un período de tiempo representativo, típicamente un año o posiblemente un trimestre.
Los valores de medida de todos los componentes de la unidad en cuestión durante el
período representativo se aplican a las ecuaciones de correlación o factores
correspondientes. Todos los componentes en la parte representativa de la instalación
deberían incluirse en estos cálculos, incluyendo los componentes fuera de rango y los
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que están por debajo del límite de detección. Después de que las emisiones se
calculan para la unidad o instalación, el numero resultante es dividido por el número
total de componentes usado para calcular el factor de emisión promedio.
El FEP específico puede sobreestimar emisiones. Esta posibilidad es más probable
que convenza a las agencias de regulación a la hora de permitir estos procedimientos.
Incluso con esta sobrestimación potencial, el desarrollo y uso de factores de emisión
específicos pueden ser más exactos que el uso de los factores discutidos
anteriormente, con o sin el uso de factores de reducción I/M.
6.7. COMPOSICIÓN DE LA CORRIENTE Diferentes estudios en la industria del petróleo han intentado comparar la
concentración relativa de especies químicas en la fuga de componentes en forma de
emisiones fugitivas con la concentración de estas mismas especies químicas en el
producto que fluye en una corriente de proceso. Aún no se ha llegado a ninguna
correlación estadística.
Tradicionalmente, se ha asumido que la composición de la fuga vapor era la misma
que la de la corriente líquida. Se asume que el líquido en la línea hace su camino a
través del sello y vaporiza después de alcanzar el aire ambiente. A menos que futuros
estudios demuestren lo contrario, se asumirá que las fracciones másicas de COVs son
las mismas que las fracciones en masa en el proceso.
Un estudio API de emisiones fugitivas de la industria de producción de gas y aceite
desarrolló fracciones en peso de benceno, tolueno, etil-benceno y chileno que pueden
aplicarse a ecuaciones de correlación de emisión y factores de emisión de este
segmento de la industria. Esta información, junto con la fracción en peso de
componentes con números específicos de carbonos, se muestra en la Tabla 13.
Es necesario tener la composición de las corrientes para describir exactamente la
emisión fugitiva específica de compuestos. Algunos métodos para determinar las emisiones por especies de componentes incluidos en las corrientes de una
instalación son:
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Aplicando los factores de rangos de emisión (FRE) o las ecuaciones de
correlación (EC) para calcular los COVs totales, y después usar datos
específicos de especies en corrientes (DEEC) para calcular las emisiones de
constituyentes individuales en estas corrientes.
Aplicando los factores de emisión promedio (FEP) para calcular COVs totales y
después usar los datos específicos de especies en corrientes para determinar
las emisiones de constituyentes individuales.
Desarrollando factores de emisión específicos (FEP específico) para calcular
los COVs de todos los componentes en una corriente y después usar los datos
específicos de especies en corrientes.
A menudo los datos de composición específica de corrientes para cada corriente en
una instalación no son posibles, o la información es muy difícil de obtener. Se deben
utilizar los mejores datos o estimaciones sobre cada corriente. Las siguientes
estimaciones o suposiciones son usadas algunas veces:
Determinar un pequeño número de corrientes que son representativas del
conjunto de corrientes en una instalación, obteniendo información de
composición para cada uno de ellos, y después aplicar estas composiciones
representativas a lo largo de la instalación, donde sea apropiado.
Obtener información de composición de instalaciones o unidades comparables
y usar esta información de composición en las corrientes consideradas.
Usar una composición de corriente representativa para cada unidad de
proceso.
Los anteriores métodos de cálculo tienen diferentes grados de esfuerzo y exactitud.
Información más específica conducirá a más exactos resultados pero requerirán un
mayor esfuerzo de obtención. Debe, por tanto, llegarse a un equilibrio entre exactitud y
esfuerzo. El método más exacto y difícil es el que consiste en determinar la
composición de cada corriente de proceso individual y aplicar los valores de medida
individuales de cada componente asociado a cada corriente de proceso. El menos
exacto y más fácil es desarrollar una composición para cada unidad de proceso y
después aplicar los factores de emisión promedio a todos los componentes de esa
unidad de proceso.
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6.8. CÁLCULO DE EMISIONES DE COMPONENTES INACCESIBLES O DIFÍCILES DE MEDIR Las emisiones de componentes difíciles de examinar serían calculados de la misma
forma que los componentes normales. En otras palabras, si el MFEP es usado para
calcular emisiones en otros componentes de la instalación, entonces el MFEP sería
usado para calcular las emisiones de los componentes difíciles.
Si un componente no puede ser medido, y debe ser usado un factor de emisión
promedio para calcular emisiones de este componente, usaremos los FEP tabulados.
6.9. IMPACTO DE LA TEMPERATURA Y PRESIÓN EN LAS EMISIONES
Varios estudios han hecho hincapié en encontrar la evidencia de una correlación entre
temperatura y presión en las líneas de proceso y las emisiones fugitivas de
componentes que son parte de estas líneas. Hasta la fecha, no hay evidencia
significativa de dicha correlación.
7. GESTIÓN DE DATOS
Como habrá que realizar miles de medidas, la gestión de datos se convierte en un
punto fundamental. En el Volumen I se indican varias de estas formas de gestión de
datos. Esta gestión incluye:
La recolección de datos en el terreno.
Meter los datos en una base de datos.
Uso de los datos para cálculos de emisiones o realización de correlaciones.
Impresión de los datos y realización de informes.
Son posibles una variedad de opciones en una instalación para recoger datos e
introducirlos en una base de datos. Los registradores de mano están siendo cada
vez más usados. Estos registradores permiten guardar los datos cuando las medidas
son hechas. Los ficheros que se van creando en el registrador de mano son
APÉNDICE B. MÉTODO 21 DE LA EPA. VOLUMEN 2
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descargados posteriormente a una base de datos de la instalación de forma diaria. Si
los registradores no se usan, entonces hemos de copiar tecleando los datos en la base
de datos.
Se recomienda que se aplique un chequeo de validación de datos, tanto cuando se
mete el valor en el registrador, como cuando se introduce en la base de datos de la
instalación. La validación de datos puede ser hecha para comprobar datos que han
sido metidos obviamente de manera incorrecta, tales como:
Valores de medida menores que el límite de detección.
Valores negativos.
Valores de medida mayores que el rango de medida.
Anomalías de servicio en los tipos de elementos.
Números de etiquetas que no sirven.
El captar estos errores por adelantado ayudará en la conformidad de la regulación y
nos llevará a cálculos de emisión más exactos.
Algunas comprobaciones de validación de datos podrían ayudar en la gestión del
programa I/M. Por ejemplo, si los registradores de datos graban los tiempos de
inspección, el rendimiento del equipo I/M puede ser optimizado y examinado. Una
comprobación de validación podría hacerse para ver si el intervalo de tiempo para
llevar a cabo una inspección es demasiado rápido o demasiado lento respecto a las
medias conocidas.
Los datos pueden ser analizados usando distintos métodos. En el Volumen I hay más
información sobre este tema. Si se usan los FEP, entonces muy pocos datos deben
mantenerse almacenados. Sin embargo, si hay que tomar valores de medida
individuales para cada componente, bien sea para usar el método de los rangos de
emisión o el método de la ecuación de correlación, la manipulación de los datos
requiere alguna forma de gestión de datos electrónica. Esta gestión puede realizarse
en forma de hojas de cálculo, ficheros de procesadores de texto, o simplemente una
base de datos.
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TABLA 1. Factores de Emisión Promedio para Refinerías (kg/h/componente)
Tipo de equipo Servicio Factor de emisión
Gas 0.0268
Líquido ligero 0.0109
Válvulas
Líquido pesado 0.00023
Líquido ligero 0.114 Sellos de bombas
Líquido pesado 0.021
Sellos de compresores Gas 0.636
Válvulas de alivio de presión Gas 0.16
Conexiones Para todos 0.00025
Finales de línea Para todos 0.0023
Conexiones de muestreo Para todos 0.0150
• Los factores son para emisiones de compuestos orgánicos excluyendo al CH4. • El factor utilizado para la emisión a través de sello de bomba de líquido ligero puede
utilizarse también para estimar las fugas en los sellos de agitadores. • Los factores para conexiones de muestreo hacen referencia a la cantidad de fluído
expulsado de las líneas cuando éstas son purgadas. TABLA 2. Factores de Emisión Promedio por Componentes en Servicio de Líquidos Pesados.
Tipo de equipo Factor de emisión
Válvulas 8.12 * 10-5
Sellos de bombas 3.76 * 10-3
Conexiones (bridadas y sin bridar) 3.63 * 10-5
Bridas 3.70 * 10-5
Finales de línea 1.79 * 10-5
Otros 2.82 * 10-5
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TABLA 3. Factores de Reducción para un Programa I/M en una Unidad de Proceso de Refinería.
Eficiencia del Control (%)
Tipo de equipo y servicio Control mensual Def. fuga: 10,000
ppmv
Control trimestral Def. fuga: 10,000
ppmv
Valvulas-gas 88 70
Válvulas-líquidos ligeros 76 61
Bombas-líquidos ligeros 68 45
Conexiones-para todos los servicios --- ---
• De las conexiones no se ha podido estimar la eficiencia del control
TABLA 4. Factores de emisión promedio para Terminales Comerciales (kg/h/componente).
Tipo de equipo Servicio Factor de emisión
Gas 4.2 * 10-5 Adaptadores (conexiones y bridas) Líquido ligero 8.0 * 10-6
Gas 1.2 * 10-4 Otros
Líquido ligero 1.3 * 10-4
Gas 6.5 * 10-5 Sellos de bombas
Líquido ligero 5.4 * 10-4
Gas 1.3 * 10-5 Válvulas
Líquido ligero 4.3 * 10-5
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TABLA 5. Factores de emisión promedio para Operaciones de Producción de Gas y Lubricantes.
Tipo de servicio
Tipo de equipo Gas
Aceite pesado <20 Gravedad
API
Aceite ligero >20 Gravedad
API
Agua/aceite
Conexiones 2.0 ⋅ 10-4 7.5 ⋅ 10-6 2.1 ⋅ 10-4 1.1 ⋅ 10-4
Bridas 3.9 ⋅ 10-4 3.9 ⋅ 10-7 1.1 ⋅ 10-4 2.9 ⋅ 10-6
Finales de línea 2.0 ⋅ 10-3 1.4 ⋅ 10-4 1.4 ⋅ 10-3 2.5 ⋅ 10-4
Otros 8.8 ⋅ 10-4 3.2 ⋅ 10-5 7.5 ⋅ 10-3 1.4 ⋅ 10-2
Sellos de bombas 2.4 ⋅ 10-3 NA 1.3 ⋅ 10-2 2.4 ⋅ 10-5
Válvulas 4.5 ⋅ 10-3 8.4 ⋅ 10-6 2.5 ⋅ 10-3 9.8 ⋅ 10-5
• Factores de emisión (COT), incluyendo compuestos que no son COVs, tales como
metano y etano. Se aplica crudos ligeros, pesados, plantas de gas, producción de gas, y plataformas marinas. Estos factores se aplican a componentes no controlados.
• Los factores para agua/aceite se aplican a corrientes en servicio de aceites ligeros con
un contenido en agua mayor que el 50%. Se aplica para contenidos en agua entre el 50-99%. Más allá de este contenido la emisión se considera despreciable.
• Con otros se engloba a equipos tales como compresores, diafragmas, drenajes,
válvulas de alivio de presión, venteos, etc. En definitiva, cualquier equipo que no esté incluido dentro de las otras categorías.
TABLA 6. Ejemplo de cálculo para una Terminal Comercial usando el MFEP.
Tipo de Componente Tipo de Servicio FEP
(kg/h/comp) Número de
Componentes Emisiones
(kg/h)
Gas 4.2 ⋅ 10-5 1,000 0.042 Conexiones
Ligeros 8.0 ⋅ 10-6 3,000 0.024
Gas 1.3 ⋅ 10-5 200 0.0026 Válvulas
Ligeros 4.3 ⋅ 10-5 600 0.026 Sellos de bombas Ligeros 5.4 ⋅ 10-4 20 0.011
Gas 1.2 ⋅ 10-4 10 0.0012 Otros
Ligeros 1.3 ⋅ 10-4 10 0.0013
Total 4,840 0.108
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TABLA 7. Factores de emisión utilizando Rangos de Medida para Refinerías (kg/h/componente)
Tipo de Equipo Servicio FE (>10,000 ppmv) FE (<10,000 ppmv)
Gas 0.2626 0.0006
Ligero 0.0852 0.0017 Válvulas
Pesado 0.00023 0.00023
Ligero 0.437 0.0120 Sellos de bombas
Pesado 0.3885 0.0135
Sellos de compresores Gas 1.608 0.0894 Válvulas de alivio de
presión Gas 1.691 0.0447
Conexiones Todos 0.0375 0.00006
Finales de línea Todos 0.01195 0.00150
• Los FEP no incluyen al metano. •• EEll FFEEPP ppaarraa sseellllooss ddee bboommbbaass ppuueeddee uussaarrssee ppaarraa eessttiimmaarr llaass eemmiissiioonneess eenn llooss sseellllooss
ddee aaggiittaaddoorreess.. TABLA 8. Factores de emisión a utilizar con el método de los Rangos de Medida para Terminales Comerciales (kg/h/componente)
Tipo de Equipo Servicio FE (>10,000 ppmv) FE (<10,000 ppmv)
Gas NA 1.3 ⋅ 10-5 Válvulas
Ligeros 2.3 ⋅ 10-2 1.5 ⋅ 10-5
Sellos de bombas Ligeros 7.7 ⋅ 10-2 2.4 ⋅ 10-4
Gas NA 1.2 ⋅ 10-4 Otros (compresores y otros) Ligeros 3.4 ⋅ 10-2 2.4 ⋅ 10-5
Gas 3.4 ⋅ 10-2 5.9 ⋅ 10-6 Adaptadores (conexiones y bridas) Ligeros 6.5 ⋅ 10-53 7.2 ⋅ 10-6
• Estos factores son para componentes orgánicos totales (COT) incluyendo los que no
son COVs, tales como el metano y el etano. •• EEnn ““OOttrrooss”” eessttáánn iinncclluuííddooss ttooddooss aaqquueellllooss ttiippooss ddee eeqquuiippooss nnoo eessppeecciiffiiccaaddooss eenn llaass
oottrraass ccaatteeggoorrííaass.. • Las emisiones provenientes de adaptadores fueron estimadas como una media entre
los valores que arrojaban las ecuaciones de correlación para conexiones y bridas. • NA indica que no había datos suficientes para desarrollar el factor de emisión.
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TABLA 9. Factores de emisión a utilizar con el método de los Rangos de Medida para Instalaciones de Producción de Gas y Lubricantes (kg/h/componente)
Tipo de Equipo Servicio FE (>10,000 ppmv) FE (>10,000 ppmv)
Gas 9.8 ⋅ 10-2 2.5 ⋅ 10-5
Aceite Pesado NA 8.4 ⋅ 10-6
Aceite Ligero 8.7 ⋅ 10-2 1.9 ⋅ 10-5
Válvulas
Agua/aceite 6.4 ⋅ 10-2 9.7 ⋅ 10-6
Gas 7.4 ⋅ 10-2 3.5 ⋅ 10-4
Aceite Pesado NA NA
Aceite Ligero 1.0 ⋅ 10-1 5.1 ⋅ 10-4
Sellos de bombas
Agua/aceite NA 2.4 ⋅ 10-5
Gas 8.9 ⋅ 10-2 1.2 ⋅ 10-4
Aceite Pesado NA 3.2 ⋅ 10-5
Aceite Ligero 8.3 ⋅ 10-2 1.1 ⋅ 10-4
Otros
Agua/aceite 6.9 ⋅ 10-2 5.9 ⋅ 10-5
Gas 2.6 ⋅ 10-2 1.0 ⋅ 10-5
Aceite Pesado NA 7.5 ⋅ 10-6
Aceite Ligero 2.6 ⋅ 10-2 9.7 ⋅ 10-6 Conexiones
Agua/aceite 2.8 ⋅ 10-2 1.0 ⋅ 10-5
Gas 8.2 ⋅ 10-2 5.7 ⋅ 10-6
Aceite Pesado NA 3.9 ⋅ 10-7
Aceite Ligero 7.3 ⋅ 10-2 2.4 ⋅ 10-6 Bridas
Agua/aceite NA 2.9 ⋅ 10-6
Gas 5.5 ⋅ 10-2 1.5 ⋅ 10-5
Aceite Pesado 3.0 ⋅ 10-2 7.2 ⋅ 10-6
Aceite Ligero 4.4 ⋅ 10-2 1.4 ⋅ 10-5 Finales de línea
Agua/aceite 3.0 ⋅ 10-2 3.5 ⋅ 10-6
• Factores de emisión (COT), incluyendo compuestos que no son COV, tales como
metano y etano. Se aplica crudos ligeros, pesados, plantas de gas, producción de gas, y plataformas marinas. Estos factores se aplican a componentes no controlados.
• Los factores para agua/aceite se aplican a corrientes en servicio de aceites ligeros con
un contenido en agua mayor que el 50%. Se aplica para contenidos en agua entre el 50-99%. Más allá de este contenido la emisión se considera despreciable.
• Con otros se engloba a equipos tales como compresores, diafragmas, drenajes,
válvulas de alivio de presión, venteos, etc. En definitiva, cualquier equipo que no esté incluido dentro de las otras categorías.
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TABLA 10. Ejemplo de Cálculo para una Unidad de Refinería usando el MRM.
Equipo Servicio FE
(>10,000 ppmv)
Nº Comp. (>10,000
ppmv
Emisiones de Comp. (>10,000 ppmv)
FE (<10,000 ppmv)
Nº Comp. (<10,000 ppmv)
Emisiones de Comp. (<10,000 ppmv)
Emisiones (kg/h)
Válvulas Ligeros 0.0852 5 0.426 0.0017 100 0.17 0.596
Sellos bombas Ligeros 0.437 1 0.437 0.0120 10 0.12 0.557
Conex. Ligeros 0.0375 10 0.375 0.00006 200 0.012 0.387
OELs Ligeros 0.001195 1 0.01195 0.00150 10 0.0150 0.027
Total 1.567
TABLA 11. Ecuaciones de Correlación, Tasas de Emisión para Componentes por Debajo del Límite de Detección (CDLD) y para Componentes que Superan el Rango de Medida, para Refinerías, Terminales Comerciales y Operaciones de Producción de Gas y Aceite. (kg/h/componente).
Tasa de emisión para CSRM Equipo Servicio Ecuación
Tasa de emisión para
CDLD 10,000 ppmv 100,000 ppmv
Conexiones Todos 1.53 ⋅ 10-6 ⋅ VM 0.735 7.5 ⋅ 10-6 0.028 0.030
Bridas Todos 4.61 ⋅ 10-6 ⋅ VM 0.735 3.1 ⋅ 10-7 0.085 0.084
Finales de línea Todos 2.20 ⋅ 10-6 ⋅ VM 0.735 2.0 ⋅ 10-6 0.030 0.079
Sellos de bombas Todos 5.03 ⋅ 10-5 ⋅ VM 0.735 2.4 ⋅ 10-5 0.074 0.160
Válvulas Todos 2.29 ⋅ 10-6 ⋅ VM 0.735 7.8 ⋅ 10-6 0.064 0.140
Otros Todos 1.36 ⋅ 10-5 ⋅ VM 0.735 4.0 ⋅ 10-6 0.073 0.110
• Estas correlaciones y tasas de emisión muestran las emisiones de compuestos
orgánicos totales (incluyendo los que no son COVs tales como el metano y el etano). • En “Otros” se engloban todos aquellos tipos de equipos que no se incluyen en el resto
de categorías de la tabla. • VM = Valor Medido
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TABLA 12. Ejemplo de Cálculo para cinco válvulas de una Instalación Petrolífera usando el MECE.
Identificación Componente
Valor Medida (ppmv)
Ecuación o Tasa de Emisión (kg/h/comp.) Cálculo de Emisión Emisión
(kg/h)
A001 0 (CDLD) 7.8 ⋅ 10-6 7.8 ⋅ 10-6 0.000008
A008 8 2.29 ⋅ 10-6 ⋅ VM 0.735 2.29 ⋅ 10-6 ⋅ VM 0.735 0.000011
A011 995 2.29 ⋅ 10-6 ⋅ VM 0.735 2.29 ⋅ 10-6 ⋅ VM 0.735 0.000395
A044 9,950 2.29 ⋅ 10-6 ⋅ VM 0.735 2.29 ⋅ 10-6 ⋅ VM 0.735 0.00220
A048 >10,000 (CSRM) 0.064 0.064 0.064
Total 0.067
TABLA 13. Composición por especies para Emisiones Totales de Hidrocarburos calculadas usando FEP.
Gas Ac. Pesado Ac ligero Agua/ Ac. ligero Metano 0.687 0.942 0.612 0.612
No metano 0.313 0.058 0.388 0.388 COV 0.171 0.030 0.296 0.296 C6+ 0.00693 0.00752 0.02300 0.02300
Benceno 0.00069 0.00935 0.00121 0.00121 Tolueno 0.00038 0.00344 0.00105 0.00105
Etil-Benceno 0.00003 0.00051 0.00016 0.00016 Xileno 0.00009 0.00372 0.00033 0.00033
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MÉTODOS DE RECUENTO ESTIMADO DE COMPONENTES PARA UNIDADES DE REFINERÍAS
Un informe desarrollado por R.G. Wetherold muestra la posibilidad de estimar las
emisiones mediante la estimación del número de componentes de las distintas
unidades de una refinería. Este número puede obtenerse a partir de la cantidad de
bombas existentes, pudiendo éstas incluso estimarse según las recomendaciones que
se indican.
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