ES2964552T3 - Procedimiento para el transporte de hidrógeno - Google Patents

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Abstract

Se propone un método para transportar hidrógeno y gas natural mediante un sistema de gasoductos, en particular mediante un sistema de gasoductos ya existente. Según la invención, la recuperación de hidrógeno sólo se realiza detrás de uno o preferentemente de varios consumidores de gas natural. Como resultado, el contenido de hidrógeno en la mezcla de gas natural e hidrógeno transportada aumentó gradualmente y la recuperación posterior del hidrógeno puro se puede llevar a cabo de manera más fácil y eficiente. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Procedimiento para el transporte de hidrógeno
Campo de la Invención
La invención se refiere a un procedimiento para el transporte de hidrógeno por medio de un sistema de conductos de gas natural, en especial por medio de un sistema de conductos de gas natural ya existente.
Estado de la Técnica
El gas natural es una mezcla de varios componentes, representando metano el componente principal. En función del lugar de obtención y del procedimiento de procesamiento posterior, este puede contener pequeñas fracciones de hidrógeno (H<2>). Para la distribución de gas natural a través de redes de oleoductos, las concentraciones de hidrógeno autorizadas se regulan mediante leyes nacionales. Por ejemplo, en Alemania se permite un contenido máximo en hidrógeno de 5 % en volumen. (DVGW, 2013. Composición de gas. G 260. Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.V.). Por consiguiente, la red de gas natural ya es apropiada actualmente para el transporte concomitante de cantidades reducidas de hidrógeno.
La revolución energética aspira en último término a una economía energética libre de carbono. Para conseguir este objetivo, diferentes empresas, responsables políticos y otras instituciones evalúan hoy en día la alimentación de hidrógeno de fuentes renovables, como electrólisis solar/eólica o reformado de biogas/gas de deposición de parques eólicos y solares extraterritoriales y terrestres centralizados, así como de unidades menores descentralizadas, en la red de conductos de gas natural existente. Esto contribuirá a transportar hidrógeno regenerativo a consumidores finales, como refinerías (consumidores con capacidad elevada), estaciones de servicio de hidrógeno (consumidores con baja capacidad), etc., bajo utilización de la infraestructura existente.
Generalmente, para la distribución de hidrógeno a largo plazo está prevista una red de conductos propia, o bien el cambio de conductos de gas natural a hidrógeno, siendo enormes los costes de inversión a esperar. Por lo tanto, como tecnología puente se analiza la viabilidad de la alimentación de hidrógeno en los oleoductos de gas natural en un orden de magnitud de 5 a 20 % en moles en primer lugar y más tarde hasta 50 % en moles y se valoran posibles repercusiones sobre el sistema de oleoductos, que se refieren, a modo de ejemplo, a las repercusiones del contenido en hidrógeno sobre el material del oleoducto en relación con la corrosión y la porosidad y los requisitos para modificaciones del sistema.
El concepto de transporte de hidrógeno en la red de gas natural se discutió ya desde hace mucho tiempo y actualmente se analiza de manera intensificada, a modo de ejemplo en el curso de proyectos de investigación promovidos por la UE (por ejemplo proyecto de la<u>E NaturalHy, proyecto de la UE ID: 502661, 2004-2009 o DoE-Projekt "Blending Hydrogen into Natural Gas Pipeline Networks: A Review of Key Issues", Technical Report NREL/TP-5600-51995, marzo de 2013). Una tarea central en este contexto se refiere a la recuperación segura y eficiente del hidrógeno transportado concomitantemente a partir de la mezcla de gas natural-hidrógeno.
La recuperación de hidrógeno a partir del gas de escape de refinerías es un procedimiento bien documentado y aplicado, en el que se emplean, a modo de ejemplo, membranas o la tecnología PSA (adsorción por cambio de presión). A esta pertenece la recuperación de hidrógeno a partir de las corrientes de recirculación, a modo de ejemplo de unidades de hidrocraqueo y unidades de hidrotratamiento. Estas corrientes contienen normalmente una cantidad relativamente elevada de hidrógeno, normalmente entre 50 y 95 % en moles, y diversos componentes de hidrocarburo con índices de carbono normalmente de C<1>a C<4>y en el intervalo de trazas también hidrocarburos C<4>+.
En la industria del gas natural se emplean ya en extensa medida para separar componentes interferentes, a modo de ejemplo sulfuro de hidrógeno (H<2>S) o dióxido de carbono (CO<2>) o para reducir el contenido del gas natural, a modo de ejemplo, en componentes de gas líquido, como propano o butano. Las tecnologías aplicadas a este respecto comprenden la separación de membrana, procedimientos de lavado de gas con agentes de lavado aminados y la descomposición criogénica de gas.
No obstante, el método de recuperación de hidrógeno transportado concomitantemente a partir de una red de oleoductos de tas natural conllevará también nuevos requisitos en la separación, que no existen actualmente en la industria del petróleo y el gas, es decir:
1. Una reducción del contenido en hidrógeno de los consumidores de gas natural mediante separación de H<2>a partir del gas natural enriquecido con hidrógeno, por ejemplo entre 2 y 50 % en moles, hasta normalmente menos de 0,5 % en moles para consumidores típicos de gas natural, resultando este valor límite de las limitaciones o especificaciones legales u oficiales de los consumidores de gas natural.
2. La recuperación de hidrógeno puro a partir de una mezcla de gas natural e hidrógeno con purezas de > 90 % en moles, normalmente hasta >99,9 % en moles y valores más elevados para el empleo posterior, debiéndose suministrar tanto a grandes consumidores de hidrógeno centralizados (por ejemplo refinerías) como a pequeños consumidores de hidrógeno descentralizados (por ejemplo estaciones de servicio para asegurar la movilidad de H<2>) a lo largo de la red de oleoductos.
3. Una adaptación flexible del contenido en hidrógeno en la red de conductos de gas natural enriquecida en hidrógeno mediante varios productores de hidrógeno y gas natural descentralizados, así como consumidores de hidrógeno y gas natural, en caso dado con cantidades de compras fluctuantes temporalmente.
Respecto a la recuperación y la purificación de hidrógeno a partir de gas natural enriquecido en hidrógeno se propone en varios estudios, a modo de ejemplo los proyectos de financiación de la EU o DoE mencionados anteriormente proponen el empleo de la adsorción por cambio de presión (PSA), membranas de Pd, tamices moleculares de carbono o la separación electroquímica de hidrógeno.
No obstante, la PSA requiere un contenido en hidrógeno mayor que 50 a 60 % en moles para recuperar y purificar el hidrógeno de forma eficiente y económica a partir del gas natural enriquecido en hidrógeno, mientras que el contenido en hidrógeno oscila en la práctica entre 5 y 20 % en moles hasta como máximo 50 % en moles.
Las membranas de Pd conseguirían el objetivo de separación, pero son muy costosas debido a su contenido en paladio y, por lo tanto, solo se pueden emplear para corrientes con muy baja capacidad. Estas trabajan también a temperaturas muy elevadas, normalmente de más de 300 °C y ofrecen apenas tasas de recuperación de hidrógeno relativamente reducidas, lo que conduce a un aumento tanto de los costes de inversión como de los costes de funcionamiento.
Los tamices moleculares de carbono y la separación electroquímica de hidrógeno aún no se han comercializado y, por lo tanto, no se consideran una opción comercial viable en los próximos cinco a diez años.
Por lo tanto, varias empresas han anunciado que comenzarán con ensayos piloto con sistemas de membrana comerciales; a tal efecto se remite, a modo de ejemplo, a la página de Internet https://www.renewable-energyindustry.com/news/press-releases/pm-6661-separation-of-hydrogen-from-gas-mixtures-with-membranes No obstante, estas pruebas consideran solo ensayos con diferentes tipos de membranas, pero no la experimentación de un procedimiento técnico para la recuperación de hidrógeno a partir de gas natural con los requisitos debatidos anteriormente, con el que se obtenga en especial la elevada pureza necesaria del producto de hidrógeno.
Otras publicaciones se ocupan más bien de la introducción de hidrógeno en una red de conductos de gas natural o en el ajuste de un contenido en hidrógeno definido en la misma. De este modo, la solicitud de patente EP 2979743 A1 divulga una solución técnica para mantener el contenido en hidrógeno en un conducto de gas natural enriquecido en hidrógeno por debajo de los valores límite legales. No obstante, en este caso se debe considerar que los requisitos normativos en contenidos en hidrógeno se pueden modificar en el curso de la obtención de conocimientos progresiva. Además, la solución técnica divulgada requiere un gran volumen de almacenamiento, a modo de ejemplo una caverna de sal, para poder ajustar el contenido en hidrógeno en la red de conductos. La citada solicitud de patente tampoco se ocupa de una posible acumulación de dióxido de carbono, o bien oxígeno, en la red de conductos bajo empleo de la solución técnica descrita.
El modelo de utilidad CN 206723836 U describe una posibilidad de introducir hidrógeno, que se encuentra disponible a menor presión, de manera efectiva en la red de gas natural, que trabaja bajo presión más elevada, con ayuda de membranas especiales de tipo barrido.
En resumen, se puede decir que el estado de la técnica no ofrece actualmente una solución técnica satisfactoria para la separación de hidrógeno a partir de una corriente de gas natural enriquecida en hidrógeno, que cumpla los requisitos debatidos anteriormente. Por lo tanto, existe además una demanda de procedimientos efectivos y eficientes para el transporte de hidrógeno por medio de un sistema de conductos de gas natural y para la recuperación tanto de gas natural como de hidrógeno transportado concomitantemente.
Descripción de la invención
Por lo tanto, la tarea de la presente invención consiste en indicar un procedimiento que no presente los mencionados inconvenientes del estado de la técnica.
En un primer aspecto, esta tarea se soluciona mediante un procedimiento con las características de la reivindicación 1. Otros aspectos de la invención resultan de las reivindicaciones de procedimiento dependientes.
Todas las indicaciones de presión eventuales se efectúan como unidades de presión absoluta, en abreviatura bara, o como unidades de sobrepresión, en abreviatura barg, si no se indica lo contrario en el respectivo contexto individual.
Se entiende por un paso de purificación, acondicionamiento o procesamiento adicional del gas de síntesis bruto todas las medidas y todos los pasos de procedimiento que son conocidos para la producción de un gas de síntesis puro, o bien de hidrógeno puro y/o monóxido de carbono puro, por el estado de la técnica. Entre estos cuentan la conversión de CO para el aumento de la proporción de hidrógeno en el gas de síntesis, la separación de dióxido de carbono por medio de un procedimiento de lavado apropiado, como por ejemplo el procedimiento Rectisol, o el lavado con agentes de lavado aminados, la descomposición criogénica de gas para la generación de monóxido de carbono puro, la adsorción por cambio de presión (PSA) para la generación de hidrógeno puro, así como pasos de procedimiento físicos, como por ejemplo enfriamiento, condensación, separación del condensado.
La invención toma como base el conocimiento de que, en el transporte de hidrógeno por medio de un sistema de conductos de gas natural, la disposición de un punto de extracción de hidrógeno aguas abajo de uno o preferentemente varios puntos de extracción de gas natural ofrece ventajas, ya que seguidamente el punto o los diversos puntos de extracción de gas natural efectúan una separación de la corriente gaseosa evacuada por medio de separación por membrana en una corriente de permeato enriquecida en hidrógeno y una corriente de retentato empobrecida en hidrógeno. La corriente de retentato enriquecida respecto a metano se emite a un consumidor de gas natural y la corriente de permeato enriquecida en hidrógeno se reutiliza, a modo de ejemplo se recircula aguas abajo al punto de extracción de gas natural en el conducto de transporte del sistema de conductos. De este modo, la concentración de hidrógeno en la mezcla gaseosa transportada aumenta gradualmente, de modo que se puede recuperar hidrógeno puro de modo especialmente eficiente a partir de la corriente o las corrientes de extracción de hidrógeno. Se obtienen ventajas especiales en especial cuando la separación de hidrógeno se efectúa a continuación del punto o de los diversos puntos de extracción de gas natural y/o a continuación del punto o de los diversos puntos de extracción de hidrógeno por medio de separación por membrana de varias etapas. Se obtienen otras ventajas en especial cuando la recuperación posterior de hidrógeno puro se efectúa en una instalación PSA.
En el ámbito de la invención, se realizaron estudios que se apoyan en datos exhaustivos a partir de instalaciones de membrana de hidrógeno y PSA existentes, que se encuentran en funcionamiento, en refinerías y aplicaciones de gas natural, transformándose estos datos para los objetivos citados anteriormente. Los estudios comprendían las tareas de separación descritas anteriormente.
Se ha mostrado que las membranas pueden dominar los desafíos citados anteriormente, ya sea como sistemas autónomos en disposición de una etapa, dos etapas o varias etapas, o ya sea en combinación con una PSA.
Las investigaciones han mostrado que, sobre todo, membranas poliméricas disponibles comercialmente, preferentemente membranas de fibras huecas a base de poliimida o a base de poliamida u otros tipos de membranas, que se emplean convencionalmente para la recuperación de hidrógeno a partir de gas de escape de refinerías, son apropiadas para este fin, incluyendo membranas a base de acetato de celulosa, polisulfona, poliimida, poliamida, poliaramida, entre otras.
Las membranas se emplean debido a las siguientes ventajas:
• presentan tasas de recuperación elevadas, que conducen a una pérdida reducida de hidrógeno en el usuario de gas natural,
• la especificación de gas natural según normas internacionales se puede cumplir con módulos de membrana de hidrógeno obtenibles de manera convencional (por ejemplo membranas de fibras huecas a base de poliimida o a base de poliamida),
• posibilitan una adaptación sencilla a diferentes capacidades para grandes y pequeños consumidores con flexibilidad elevada en el funcionamiento normal,
• con una selección de material apropiada son insensibles frente a un eventual contenido en O<2>/CO<2>y otras impurezas en el conducto de transporte de gas natural (oleoducto),
• se puede desarrollar con ayuda de un esquema personalizado bajo consideración de diversos puntos de alimentación de hidrógeno y gas natural, así como diversos emplazamientos de consumidores de gas natural e hidrógeno.
Mediante el empleo de instalaciones de membrana móviles, montadas modularmente, se pueden desarrollar soluciones modulares fáciles de instalar para pequeños generadores, como por ejemplo aerogeneradores terrestres con generación de hidrógeno local, electrolítica, o instalaciones de biogas y/o consumidores en el ámbito de la movilidad de hidrógeno, que se pueden reequipar fácilmente mediante adición de agregados de membrana complementarios.
Configuraciones preferentes de la invención
Un segundo aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que la corriente de evacuación de hidrógeno se suministra a una instalación PSA y se introduce en esta y se evacua una corriente de hidrógeno puro y al menos una corriente de gas de escape de PSA a partir de la instalación PSA. Mediante la combinación de una separación previa por membrana y una separación posterior PSA se puede recuperar de modo especialmente eficiente una corriente de hidrógeno especialmente pura.
Un tercer aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que los pasos (c) a (f) para otros consumidores de gas natural se repiten al menos una vez, preferentemente varias veces, en la mayor parte de los casos preferentemente al menos dos veces. En este caso se aumenta gradualmente el contenido del hidrógeno transportado concomitantemente en el gas natural, mediante lo cual se simplifica considerablemente la subsiguiente recuperación de hidrógeno como gas puro, a modo de ejemplo en una instalación PSA postconectada. En este caso es especialmente conveniente efectuar al menos dos pasos de enriquecimiento y/o cuando el contenido en hidrógeno asciende al menos a más de 35 % en moles, preferentemente al menos 40 % en moles, de modo más preferente al menos 50 % en moles, en la mayor parte de los casos preferentemente al menos 60 % en moles.
Otro aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que el segundo consumidor de gas natural es una instalación de reformado de vapor, formando la segunda corriente de retentato una parte de la corriente de empleo de reformado de vapor. De este modo se puede utilizar convenientemente la segunda corriente de retentato. Debido a su proporción elevada en hidrocarburos, a modo de ejemplo metano, esta es especialmente apropiada como parte de la corriente de empleo de reformado de vapor.
Un quinto aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que, por medio de la instalación de reformado de vapor, se genera una corriente de hidrógeno bruta, que se introduce en la instalación PSA para la purificación posterior. En la mayor parte de instalaciones de reformado de vapor, que tienen como objetivo la producción de hidrógeno como producto principal o producto secundario, una instalación PSA forma el último paso de elaboración del gas de síntesis generado para dar hidrógeno puro. Por consiguiente, ya que de por sí está presente una instalación PSA, esta se puede utilizar adicional, o bien simultáneamente para la recuperación de hidrógeno puro a partir del hidrógeno transportado concomitantemente con el gas natural. De ello resultan efectos sinérgicos y ventajas respecto al equipamiento necesario y al consumo de energía.
Un sexto aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que la primera corriente de permeato y/o la segunda corriente de permeato y/o las demás corrientes de permeato se comprimen. Ya que la pérdida de presión a través de una, y en especial a través de varias etapas de separación de membrana conectadas en serie, es significativa, es importante comprimir las corrientes de permeato enriquecidas en hidrógeno para poder introducirlas ininterrumpidamente en las subsiguientes etapas de acondicionamiento o procesamiento posterior.
Un séptimo aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que las corrientes de extracción se calientan antes del suministro a un dispositivo de separación por membrana, preferentemente a una temperatura de 30 a 100 °C. Cuanto mayor es la temperatura de calentamiento, tanto menor es el contenido residual en hidrógeno en la corriente de retentato con un determinado número de membranas, como se identificó por medio de investigaciones. Por lo tanto, es preferente una temperatura de entrada elevada en el dispositivo de separación por membrana, lo que puede requerir, no obstante, la previsión de un refrigerador, con cuya ayuda se puede enfriar la corriente de permeato. Esto se considera en especial cuando siguen etapas de acondicionamiento o procesamiento posterior que trabajan a temperaturas relativamente bajas, como por ejemplo una instalación PSA.
Un octavo aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que, en relación con el séptimo aspecto, el calentamiento de la corriente de extracción antes del suministro al dispositivo de separación por membrana se efectúa mediante combustión de un gas de calentamiento, que comprende al menos una parte de la corriente de retentato del dispositivo de separación por membrana o al menos una parte de la corriente de permeato del dispositivo de separación por membrana o mezclas de ambas. De este modo se puede provocar un calentamiento especialmente sencillo y sostenible de la corriente o las corrientes de extracción antes del suministro a un dispositivo de separación por membrana. Una parte del calor necesario para el calentamiento del material de empleo se puede recuperar a partir del calor generado por el compresor en la corriente de permeato, de lo cual resultan otras ventajas.
Un noveno aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que las corrientes de extracción se suministran a un sedimentador de partículas y/o un sedimentador de gotas antes del suministro a un dispositivo de separación por membrana. Estas medidas contribuyen a aumentar significativamente la vida útil del subsiguiente dispositivo de separación de membrana.
Un décimo aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que la primera corriente de permeato y/o la segunda corriente de permeato y/o las demás corrientes de permeato se suministran a un dispositivo de eliminación de oxígeno. El oxígeno puede estar presente como contaminante en trazas en el gas natural y tiende a abandonar el dispositivo de separación por membrana con la corriente de permeato. Por lo tanto, para generar una corriente de producto de hidrógeno puro segura y conforme a especificaciones, el tratamiento posterior de la corriente de permeato en un dispositivo de eliminación de oxígeno ofrece ventajas.
Un decimoprimer aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que la primera corriente de permeato y/o la segunda corriente de permeato y/o las demás corrientes de permeato se suministran a un dispositivo de eliminación de dióxido de carbono. También el dióxido de carbono puede estar presente como contaminante en trazas en el gas natural y tiende a abandonar el dispositivo de separación por membrana con la corriente de permeato. Por lo tanto, para generar una corriente de producto de hidrógeno puro segura y conforme a especificaciones, el tratamiento posterior de la corriente de permeato en un dispositivo de eliminación de dióxido de carbono ofrece ventajas. Esto es de especial importancia que las etapas de acondicionamiento o procesamiento posterior sean sensibles frente al dióxido de carbono contenido, a modo de ejemplo si los correspondientes procedimientos trabajan a bajas temperaturas y el dióxido de carbono congelado puede conducir a obturaciones en los conductos de alimentación.
Un decimosegundo aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que el dispositivo de eliminación de dióxido de carbono comprende al menos un dispositivo que se selecciona a partir del siguiente grupo: dispositivo de adsorción por cambio de temperatura (TSA), dispositivo de adsorción por cambio de presión (PSA), dispositivo de lavado de gas, instalación para la descomposición criogénica de gas.
Un decimotercer aspecto del procedimiento según la reivindicación está caracterizado por que el dispositivo de eliminación de dióxido de carbono comprende un dispositivo de lavado de gas y/o un dispositivo para la descomposición criogénica de gas y el frío de proceso requerido para el funcionamiento de estos dispositivos se extrae de una instalación de descomposición de aire. En muchos emplazamientos de consumidores de gas natural o hidrógeno también están presentes instalaciones de descomposición de aire, para que se puedan utilizar las correspondientes sinergias. Como ejemplos a tal efecto se pueden citar los emplazamientos de instalaciones para la síntesis de metanol o la síntesis de amoniaco.
Un decimocuarto aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que el primer dispositivo de separación por membrana y/o el segundo dispositivo de separación por membrana y/u un dispositivo de separación por membrana adicional están configurados con varias etapas de separación. Las ventajas a este respecto son el modo de construcción compacta en poco espacio y el fácil intercambio como módulo total.
Un decimoquinto aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que las corrientes de extracción y/o las corrientes de permeato obtenidas entre las diversas etapas de separación se comprimen a presiones entre 20 y 100 bara, preferentemente entre 24 y 80 bara, en la mayor parte de los casos entre 40 y menos de 80 bara, en un ejemplo aproximadamente 60 bara, antes de introducirse en una subsiguiente etapa de separación. Las investigaciones han mostrado que estos intervalos de presión garantizan condiciones de trabajo óptimas para muchos dispositivos de separación por membrana.
Un decimosexto aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que el contenido en hidrógeno de la corriente de transporte de gas natural tras el paso (b) se sitúa entre 5 % en moles y 50 % en moles, preferentemente entre 5 % en moles y 30 % en moles, y por que el contenido en hidrógeno de las corrientes gaseosas emitidas al consumidor de gas natural asciende a menos de 1 % en moles, preferentemente menos de 0,5 % en moles. De este modo se garantiza un transporte concomitante eficiente de hidrógeno con el gas natural y se pueden emitir corrientes de gas natural conformes a especificaciones al consumidor de gas natural.
Un decimoséptimo aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que el contenido en hidrógeno de la corriente de evacuación de hidrógeno, que se introduce en la instalación PSA, asciende al menos a más de 35 % en moles, preferentemente al menos 40 % en moles, de modo más preferente al menos 50 % en moles, en la mayor parte de los casos preferentemente al menos 60 % en moles. Mediante la combinación de una separación previa por membrana, opcionalmente de varias etapas, y una separación posterior PSA se puede recuperar de modo especialmente eficiente una corriente de hidrógeno especialmente pura. Las investigaciones han mostrado que esto se considera en especial cuando se cumplen los valores mínimos reproducidos para el contenido en hidrógeno en la corriente de evacuación de hidrógeno. En este caso, es especialmente conveniente efectuar al menos dos pasos de enriquecimiento mediante extracción de gas natural en la separación previa por membrana e introducir la corriente de evacuación de hidrógeno enriquecida de este modo en la instalación PSA.
Un decimooctavo aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que la recirculación de la segunda corriente de retentato al conducto de transporte se efectúa aguas abajo del primer punto de extracción de hidrógeno, mediante lo cual se obtiene y se transfiere una corriente de transporte de gas natural empobrecida en hidrógeno. De este modo se pueden minimizar pérdidas de gas natural sin influir negativamente sobre la recuperación de hidrógeno puro, ya que la recirculación de la segunda corriente de retentato que contiene los componentes del gas natural se efectúa solo aguas abajo del primer punto de extracción de hidrógeno.
Un decimonoveno aspecto del procedimiento según la invención está caracterizado por que la al menos una corriente de gas de escape de PSA se recircula al conducto de transporte o se suministra a otro consumidor de gas natural. De este modo se pueden minimizar pérdidas de gas natural, o bien se pueden recuperar componentes de alto contenido energético con contribución positiva al valor calorífico. En este contexto es destacable que las instalaciones PSA presentan un grado de acción de recuperación de hidrógeno peor que, a modo de ejemplo, las membranas, de modo que se pierde una proporción de hidrógeno, a modo de ejemplo 15 %, en el gas de escape de PSA. Por lo tanto, en una configuración de la invención es ventajoso comprimir la corriente de gas de escape de PSA y desviarla a la corriente de alimentación de un dispositivo de separación por membrana, que está configurado en una etapa en un ejemplo para reducir el gasto en aparatos.
En otro aspecto de la invención está previsto en especial que al menos uno de los consumidores de gas natural sea una instalación de oxidación parcial para la oxidación parcial de gas natural para dar gas de síntesis. En este caso se debe considerar que la presencia de cantidades significativas de hidrógeno en la corriente de alimentación de la instalación de oxidación parcial es bastante desfavorable cuando el fin de la oxidación parcial de gas natural consiste en producir la mayor cantidad de CO para un empleo postconectado, ya que de este modo se reduciría el rendimiento en CO. Por lo tanto, se recomienda eliminar sensiblemente el hidrógeno de la mezcla de gas natural/hidrógeno, en primer lugar por medio de un dispositivo de separación por membrana ya presente o previsto adicionalmente, y suministrar el retentato obtenido de este modo como parte de la corriente de alimentación a la instalación de oxidación parcial. El permeato obtenido asimismo, enriquecido en hidrógeno, se puede purificar posteriormente y emplear para otros fines o emplear directamente como gas de combustión en la instalación de oxidación parcial.
Ejemplo de realización
De la siguiente descripción de ejemplos de realización y numéricos y de los dibujos resultan perfeccionamientos, ventajas y posibilidades de aplicación de la invención. En este caso, todas las características descritas y/o representadas gráficamente en sí mismas o en cualquier combinación forman la invención, independientemente de su resumen en las reivindicaciones o su referencia.
Muestran:
la Fig. 1 un primer ejemplo de un procedimiento, o bien de una instalación para el transporte concomitante de hidrógeno en un conducto de gas natural existente y para la recuperación de gas natural conforme a especificaciones e hidrógeno puro según la invención,
la Fig. 2 un segundo ejemplo de un procedimiento, o bien de una instalación para el transporte concomitante de hidrógeno en un conducto de gas natural existente y para la recuperación de gas natural conforme a especificaciones e hidrógeno puro según la invención.
La Fig. 1 muestra un primer ejemplo de un procedimiento, o bien de una instalación para el transporte concomitante de hidrógeno en un conducto de gas natural 10 existente y para la recuperación de gas natural conforme a especificaciones e hidrógeno puro según una primera configuración de la invención.
El conducto de transporte 10 es circulado por gas natural, que presenta en este ejemplo una temperatura de, a modo de ejemplo, 15 °C (en función de las condiciones ambientales) y una presión de alrededor de 60 bara. A través del conducto 20 se introduce una corriente de hidrógeno en el conducto 10, para que aguas abajo del punto de introducción de hidrógeno resulte un contenido en hidrógeno de aproximadamente 10 % en moles.
En el lugar del primer consumidor de gas natural se encuentra un primer punto de extracción de gas natural, en el que se evacua una corriente parcial de la mezcla de gas natural-hidrógeno del conducto 10 a través del conducto 30, 31, y una válvula de dosificación dispuesta en la vía del conducto. A continuación, la corriente parcial evacuada por medio de un calefactor o cambiador de calor no mostrado gráficamente se calienta a una temperatura de 30 a 100 °C, preferentemente a una temperatura de 50 a 90 °C, en un ejemplo a una temperatura de 70 a 80 °C y después se transfiere a un primer dispositivo de separación de membrana 32 y se introduce en este. A esto sigue preferentemente un sedimentador de partículas y/o un sedimentador de gotas, asimismo no mostrado gráficamente, que mantiene alejadas mecánicamente las partículas, o bien gotas de líquido, del dispositivo de separación por membrana dispuesto aguas abajo para no dañar el mismo. En una configuración alternativa, no representada gráficamente, la corriente parcial evacuada se conduce en primer lugar a través de un sedimentador de partículas y/o un sedimentador de gotas y a continuación se calienta antes de la entrada en el primer dispositivo de separación por membrana 32. Esto presenta la ventaja de que las partículas sólidas y/o las gotas no llegan al dispositivo de separación por membrana ni pueden conducir a contaminación, o bien a obturaciones en el mismo. Además, mediante el subsiguiente calentamiento se evaporan gotitas arrastradas concomitantemente de manera eventual y no sedimentadas de la corriente parcial evacuada, lo que ofrece una protección adicional de las membranas.
El dispositivo de separación por membrana se puede realizar en una etapa o preferentemente en varias etapas; en el caso de realización en varias etapas, debido a la pérdida de presión producida a través de cada etapa de separación por membrana es ventajosa una compresión entre las etapas.
En el primer dispositivo de separación por membrana 32 se obtiene una primera corriente de retentato empobrecida en hidrógeno y enriquecida en metano, que se emite al primer consumidor de gas natural a través del conducto 33 como gas natural conforme a especificaciones tras elaboración opcional posterior. En un ejemplo no mostrado gráficamente, la corriente gaseosa evacuada a través del conducto 33 se enfría por medio de un refrigerador o cambiador de calor antes de emitirse al primer consumidor de gas natural. Lo mismo se considera en otro ejemplo para otras o preferentemente todas las corrientes de retentato emitidas al consumidor de gas natural. Esto es significativo dado que los consumidores de gas natural están configurados en la mayor parte de los casos para el procesamiento de corrientes de gas natural frías, mientras que no lo están para el procesamiento de corrientes de gas natural calientes.
Además, a través del conducto 34 se evacua una primera corriente de permeato enriquecida en hidrógeno y empobrecida en metano a partir del dispositivo de separación por membrana 32, que presenta una presión normalmente de menos de 20 bara, a modo de ejemplo 10 bara. Ya que las impurezas presentes en el gas natural, como oxígeno y/o dióxido de carbono, tienden a abandonar el dispositivo de separación por membrana a través de la corriente de permeato, en este ejemplo esta se suministra a un dispositivo de desoxigenación y eliminación de dióxido de carbono 35, en el que se efectúa la eliminación de oxígeno y/o dióxido de carbono por medio de procedimientos de purificación conocidos por el especialista, a modo de ejemplo adsorción en adsorbentes que enlazan oxígeno y/o separación de dióxido de carbono por medio de lavado de gas, a modo de ejemplo con agentes de lavado aminados, la eliminación de oxígeno y/o dióxido de carbono.
La corriente de permeato empobrecida en oxígeno y/o dióxido de carbono se evacua del dispositivo de desoxigenación y/o eliminación de dióxido de carbono 35 por medio del conducto 36, se recomprime por medio de un compresor 37 a la presión del conducto de transporte de alrededor de 60 bara y se recircula a través del conducto 38 al conducto de transporte 10 y se introduce en este. La introducción se efectúa aguas abajo del primer punto de extracción de gas natural, mediante lo cual se obtiene y se transfiere una corriente de transporte de gas natural enriquecida en hidrógeno. Según el tipo de dispositivo 35, el compresor 37 también puede estar preconectado al dispositivo 35.
La extracción de otras corrientes parciales de la mezcla de gas natural-hidrógeno transportada a través de otros puntos de extracción de gas natural aguas abajo del primer punto de extracción de gas natural y aguas abajo entre sí se puede efectuar una vez o preferentemente varias veces en el lugar de otros consumidores de gas natural. Esto se indica en las Figuras 1 y 2 estando entre corchetes discontinuos el bloque funcional con signos de referencia entre 30 y 38 y dotándose este de un multiplicador n, que simboliza el número de extracciones de corrientes parciales y puede adoptar valores numéricos enteros de 1 o más. Aguas abajo de cada bloque funcional n aumenta el contenido en hidrógeno en la mezcla de gas natural-hidrógeno transportada posteriormente, como se aclara en el siguiente ejemplo numérico. Es preferente una extracción de al menos dos, en un ejemplo una extracción de al menos tres corrientes parciales de la mezcla de gas natural-hidrógeno transportada aguas arriba del primer punto de extracción de hidrógeno.
En el lugar del primer consumidor de gas natural, a través de un conducto 40 y una válvula de dosificación dispuesta en la vía del conducto se evacua una corriente parcial de la mezcla de gas natural-hidrógeno enriquecida en hidrógeno una vez, o preferentemente varias veces, en la mayor parte de los casos al menos dos veces, como primera corriente de extracción de hidrógeno a partir del conducto de transporte 10, mediante lo cual se forma un primer punto de extracción de hidrógeno. A continuación, la corriente parcial evacuada se calienta a una temperatura de 30 a 100 °C, preferentemente a una temperatura de 50 a 90 °C por medio de un calefactor no cambiador de calor no mostrado gráficamente. A esto sigue preferentemente un sedimentador de partículas y/o un sedimentador de gotas, asimismo no mostrado gráficamente, que mantiene alejadas las partículas, o bien gotas de líquido, del dispositivo de separación por membrana dispuesto aguas abajo para no dañar el mismo. En una configuración alternativa, no representada gráficamente, la corriente de extracción de hidrógeno se conduce en primer lugar a través de un sedimentador de partículas y/o un sedimentador de gotas y a continuación se calienta antes de la entrada en un segundo dispositivo de separación por membrana 42. Esto presenta la ventaja de que las partículas sólidas y/o las gotas no llegan al dispositivo de separación por membrana ni pueden conducir a contaminación, o bien a obturaciones en el mismo. Además, mediante el subsiguiente calentamiento se evaporan gotitas arrastradas concomitantemente de manera eventual y no sedimentadas de la corriente parcial evacuada, lo que ofrece una protección adicional de las membranas.
A continuación, la corriente gaseosa liberada de partículas, o bien gotas, se transfiere a un segundo dispositivo de separación por membrana 42 y se introduce en este. El dispositivo de separación por membrana se puede realizar en una etapa o preferentemente en varias etapas; en el caso de realización en varias etapas, debido a la pérdida de presión producida a través de cada etapa de separación por membrana es ventajosa una compresión entre las etapas.
En el segundo dispositivo de separación por membrana se efectúa la separación de la primera corriente de extracción de hidrógeno en una segunda corriente de retentato empobrecida en hidrógeno y en una segunda corriente de permeato enriquecida en hidrógeno. La segunda corriente de retentato empobrecida en hidrógeno y enriquecida en metano se evacua del segundo dispositivo de separación por membrana a través del conducto 46, opcionalmente se recomprime por medio de un compresor 47 y se recircula completa o parcialmente al conducto de transporte 10 a través del conducto 48. De manera alternativa (no representada gráficamente), la segunda corriente de retentato también se puede suministrar completa o parcialmente a otro consumidor de gas natural; este sería el segundo consumidor de gas natural para n = 1.
La segunda corriente de permeato enriquecida en hidrógeno se evacua del segundo dispositivo de separación por membrana a través del conducto 43 como corriente de evacuación de hidrógeno y se introduce en una instalación PSA 44 para la generación de hidrógeno puro en el ejemplo de realización mostrado. En la instalación PSA 44 se efectúa una purificación adicional de la corriente de hidrógeno mediante adsorción por cambio de presión de varias etapas bajo condiciones conocidas en sí por el especialista. A continuación se evacua una corriente de hidrógeno puro con un contenido en hidrógeno de, a modo de ejemplo, 99,9 % en moles de la instalación PSA a través del conducto 45. En este caso es especialmente preferente que el contenido en hidrógeno de la corriente de evacuación de hidrógeno, que se introduce en la instalación PSA, ascienda ya al menos a más de 35 % en moles, preferentemente al menos 40 % en moles, de modo más preferente al menos 50 % en moles, en la mayor parte de los casos preferentemente al menos 60 % en moles. Mediante la combinación de una separación previa por membrana, opcionalmente de varias etapas, y una separación posterior PSA se puede recuperar de modo especialmente eficiente una corriente de hidrógeno especialmente pura. Las investigaciones han mostrado que esto se considera en especial cuando se cumplen los valores mínimos reproducidos para el contenido en hidrógeno en la corriente de evacuación de hidrógeno. En este caso, es especialmente conveniente efectuar al menos dos pasos de enriquecimiento en la separación previa por membrana e introducir la corriente de evacuación de hidrógeno enriquecida de este modo en la instalación PSA.
En una configuración especial de la invención, la corriente completa de la mezcla de gas natural-hidrógeno remanente en el conducto de transporte 10 se evacua como corriente de evacuación de hidrógeno (no representada gráficamente). En esta configuración, la corriente de retentato obtenida en la separación por membrana se recircula al conducto de transporte 10 y se introduce en el conducto de transporte 10 aguas arriba de uno de los puntos de extracción de gas natural, a modo de ejemplo el último punto de extracción de gas natural antes de la recuperación de hidrógeno. De este modo, la proporción de metano remanente en la corriente de retentato se puede suministrar a un consumidor de gas natural, a modo de ejemplo el último consumidor de gas natural, y utilizarse por este.
La Fig. 2 muestra un segundo ejemplo de un procedimiento, o bien de una instalación para el transporte concomitante de hidrógeno en un conducto de gas natural 10 existente y para la recuperación de gas natural conforme a especificaciones e hidrógeno puro según una segunda configuración de la invención, que corresponde al ejemplo de realización mostrado en la Fig. 1 hasta el signo de referencia 45.
En contrapartida al ejemplo de realización mostrado en la Fig. 1, en la Fig 2, la corriente de retentato enriquecida en metano y empobrecida en hidrógeno se evacua del segundo dispositivo de separación por membrana a través del conducto 52 y se suministra a una instalación de reformado de vapor 50. Alternativamente, la instalación 50 también puede estar configurada como instalación para la realización de otro procedimiento para la generación de gas de síntesis, a modo de ejemplo como instalación de gasificación o como instalación para la oxidación parcial de hidrocarburos. En la instalación 50, la corriente de retentato como parte de la corriente de empleo que contiene hidrocarburos se transforma en gas de síntesis, es decir, en mezclas de hidrógeno-monóxido de carbono, de modo conocido por el especialista. Tras eventual enriquecimiento en hidrógeno adicional por medio de conversión de CO y separación de óxidos de carbono (no mostrados gráficamente en la Fig. 2), la corriente de hidrocarburo bruta se suministra asimismo a la instalación PSA 44 a través del conducto 54 para aumentar el rendimiento en hidrógeno puro.
Ejemplo numérico
En la siguiente tabla se reúnen las propiedades físicas y las composiciones de una mezcla de gas natural-hidrógeno transportada en un conducto de transporte con 10 % en moles de hidrógeno, entre y tras dos puntos de extracción de gas natural ("etapas").
Después de pasar por los dos puntos de extracción de gas natural ("etapas"), el contenido en hidrógeno asciende ya a alrededor de 60 % en moles, después de un total de tres puntos de extracción de gas natural (no mostrados), el contenido en hidrógeno asciende incluso a más de 70 % en moles. Esto facilita la obtención de hidrógeno puro en una subsiguiente instalación PSA.
En el ejemplo numérico representado en la tabla se introdujo el permeato de la etapa B para n = 2 como corriente de alimentación en la instalación PSA 44. Por lo tanto, los conductos 36B, o bien 38B corresponden al conducto 40 o 43.
Conducto 30A 33A 36A 36B 33B Nombre Extra Gas Permeato Permeato etapa Perm Gas natural de gas etapa etapa 1 1/extracción de etapa etapa 2 a natural etapa consumidor gas natural Alimentación consumidor 1 etapa 2 a PSA
H2 [% en10,00 0,46 32,13 32,13 60,39 0,50moles]
CH4 [% en 84,60 93,17 64,70 64,70 35,91 96,93moles]
C2 ... C4 [%3,95 5,41 0,57 0,57 0,08 1,12en moles]
CO2+ N2 [%1,45 0,95 2,60 2,60 3,62 1,45en moles]
El índice A, B se refiere a valores 1,2 del multiplicador n para el número de etapas de
extracción.
Lista de símbolos de referencia
[10] Conducto de transporte
[20] Conducto
[30] Conducto
[31] Conducto
[32] Primer dispositivo de separación por membrana
[33] Conducto
[34] Conducto
[35] Dispositivo de desoxigenación y eliminación de dióxido de carbono
[36] Conducto
[37] Compresor
[38] Conducto
[40] Conducto (primera corriente de extracción de hidrógeno)
[42] Segundo dispositivo de separación por membrana
[43] Conducto
[44] Instalación PSA
[45] Conducto
[46] Conducto
[47] Conducto
[48] Conducto
[52] Instalación de reformado de vapor
[54] Conducto

Claims (19)

REIVINDICACIONES
1. procedimiento para el transporte de hidrógeno por medio de un sistema de conductos de gas natural y para la recuperación de hidrógeno puro y gas natural conforme a especificaciones, que comprende los siguientes pasos: (a) puesta a disposición de un sistema de conductos de gas natural, que comprende:
- al menos un conducto de transporte (10) por el que circula una corriente de transporte de gas natural,
- un punto de introducción de hidrógeno,
- al menos un punto de extracción de gas natural aguas abajo del punto de introducción de hidrógeno y
- un punto de extracción de hidrógeno aguas abajo del al menos un punto de extracción de gas natural,
(b) introducción de una corriente de introducción de hidrógeno en el conducto de transporte por el que circula la corriente de transporte de gas natural a través del punto de introducción de hidrógeno,
(c) evacuación de una primera corriente de extracción de gas natural que comprende al menos una parte de la corriente de transporte de gas natural a partir del conducto de transporte a través de un primer punto de extracción de gas natural,
(d) suministro de la primera corriente de extracción de gas natural a un primer dispositivo de separación por membrana, separación de la primera corriente de extracción de gas natural en el primer dispositivo de separación por membrana (32) en una primera corriente de retentato empobrecida en hidrógeno y en una primera corriente de permeato enriquecida en hidrógeno,
(e) evacuación de la primera corriente de retentato a partir del primer dispositivo de separación de membrana y suministro de la primera corriente de retentato a un primer consumidor de gas natural,
(f) recirculación de la primera corriente de permeato en el conducto de transporte aguas abajo del primer punto de extracción de gas natural, mediante lo cual se obtiene y se transfiere una corriente de transporte de gas natural enriquecida en hidrógeno,
(g) evacuación de una primera corriente de extracción de gas natural que comprende al menos una parte de la corriente de transporte de gas natural enriquecida en hidrógeno a partir del conducto de transporte a través del punto de extracción de hidrógeno,
(h) suministro de la primera corriente de extracción de hidrógeno a un segundo dispositivo de separación por membrana, separación de la primera corriente de extracción de hidrógeno en el segundo dispositivo de separación por membrana (42) en una segunda corriente de retentato empobrecida en hidrógeno y en una segunda corriente de permeato enriquecida en hidrógeno,
(i) evacuación de la segunda corriente de permeato a partir del segundo dispositivo de separación por membrana como corriente de evacuación de hidrógeno,
(j) evacuación de la segunda corriente de retentato empobrecida en hidrógeno a partir del segundo dispositivo de separación por membrana y suministro de la segunda corriente de retentato a un segundo consumidor de gas natural o recirculación de la segunda corriente de retentato al conducto de transporte.
2. Procedimiento según la reivindicación 1,caracterizado por quela corriente de evacuación de hidrógeno se suministra a una instalación PSA (44) y se introduce en esta y se evacua una corriente de hidrógeno puro y al menos una corriente de gas de escape de PSA a partir de la instalación PSA.
3. Procedimiento según la reivindicación 1 o 2,caracterizado por quelos pasos (c) a (f) para consumidores de gas natural posteriores se repite al menos una vez, preferentemente varias veces, en la mayor parte de los casos preferentemente dos veces, mediante lo cual se obtiene y se transfiere una corriente de transporte de gas natural enriquecida en hidrógeno varias veces.
4. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores,caracterizado por queel segundo consumidor de gas natural es una instalación de reformado de vapor (52), formando la segunda corriente de retentato una parte de la corriente de empleo de reformado de vapor.
5. Procedimiento según la reivindicación 4, bajo la condición de que esté presente la instalación PSA de la reivindicación 2,caracterizado por que, por medio de la instalación de reformado de vapor, se genera una corriente de hidrógeno bruta, que se introduce en la instalación PSA para la purificación posterior.
6. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores,caracterizado por quela primera corriente de permeato y/o la segunda corriente de permeato y/o las demás corrientes de permeato se comprimen.
7. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores,caracterizado por quelas corrientes de extracción se calientan antes del suministro a un dispositivo de separación por membrana, preferentemente a una temperatura de 30 a 100 °C, en la mayor parte de los casos preferentemente a una temperatura de 50 a 90 °C.
8. Procedimiento según la reivindicación 7,caracterizado por queel calentamiento de la corriente de extracción antes del suministro al dispositivo de separación por membrana se efectúa mediante combustión de un gas de calentamiento, que comprende al menos una parte de la corriente de retentato del dispositivo de separación por membrana o al menos una parte de la corriente de permeato del dispositivo de separación por membrana o mezclas de ambas.
9. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores,caracterizado por quelas corrientes de extracción se suministran a un sedimentador de partículas y/o un sedimentador de gotas antes del suministro a un dispositivo de separación por membrana.
10. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores,caracterizado por quela primera corriente de permeato y/o la segunda corriente de permeato y/o las demás corrientes de permeato se suministran a un dispositivo de eliminación de oxígeno.
11. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores,caracterizado por quela primera corriente de permeato y/o la segunda corriente de permeato y/o las demás corrientes de permeato se suministran a un dispositivo de eliminación de dióxido de carbono.
12. Procedimiento según la reivindicación 11,caracterizado por queel dispositivo de eliminación de dióxido de carbono comprende al menos un dispositivo que se selecciona a partir del siguiente grupo: dispositivo de adsorción por cambio de temperatura (TSA), dispositivo de adsorción por cambio de presión (PSA), dispositivo de lavado de gas, instalación para la descomposición criogénica de gas.
13. Procedimiento según la reivindicación 12,caracterizado por queel dispositivo de eliminación de dióxido de carbono comprende un dispositivo de lavado de gas y/o un dispositivo para la descomposición criogénica de gas y el frío de proceso requerido para el funcionamiento de estos dispositivos se extrae de una instalación de descomposición de aire.
14. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores,caracterizado por queel primer dispositivo de separación por membrana y/o el segundo dispositivo de separación por membrana y/u un dispositivo de separación por membrana adicional están configurados con varias etapas de separación.
15. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores,caracterizado por quelas corrientes de extracción y/o las corrientes de permeato obtenidas entre las diversas etapas de separación se comprimen a presiones entre 20 y 100 bara, preferentemente entre 24 y 80 bara, en la mayor parte de los casos entre 40 y menos de 80 bara, antes de introducirse en una subsiguiente etapa de separación.
16. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores,caracterizado por queel contenido en hidrógeno de la corriente de transporte de gas natural tras el paso (b) se sitúa entre 5 % en moles y 50 % en moles, preferentemente entre 5 % en moles y 30 % en moles, y por que el contenido en hidrógeno de las corrientes gaseosas emitidas al consumidor de gas natural asciende a menos de 1 % en moles, preferentemente menos de 0,5 % en moles.
17. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores bajo la condición de que esté presente la instalación PSA de la reivindicación 2,caracterizado por queel contenido en hidrógeno de la corriente de evacuación de hidrógeno, que se introduce en la instalación PSA, asciende al menos a más de 35 % en moles, preferentemente al menos 40 % en moles, de modo más preferente al menos 50 % en moles, en la mayor parte de los casos preferentemente al menos 60 % en moles.
18. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores,caracterizado por quela recirculación de la segunda corriente de retentato al conducto de transporte se efectúa aguas abajo del primer punto de extracción de hidrógeno, mediante lo cual se obtiene y se transfiere una corriente de transporte de gas natural empobrecida en hidrógeno.
19. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores bajo la condición de que esté presente la instalación PSA de la reivindicación 2,caracterizado por quela al menos una corriente de gas de escape de PSA se recircula al conducto de transporte o se suministra a otro consumidor de gas natural.
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