Corolario de las piedras angulares: evolución de los oleoductos y las estaciones compresoras

Estación compresora Gala, c.1960.

La historia de la Estación Compresora Gala ofrece otra perspectiva de la evolución de la red de gasoductos de Estados Unidos. Ubicada en un valle entre dos montañas en el extremo occidental del Valle de Shenandoah, Virginia, la Estación Compresora Gala fue una unidad de bombeo vital en un gasoducto de 508 mm (20 pulgadas) de diámetro que transportaba gas desde los campos de producción del este de Kentucky y el sur de Virginia Occidental. Este gasoducto se construyó durante la Gran Depresión de 1930-1931, extendiéndose desde Kentucky, atravesando el extremo sur de Virginia Occidental, ascendiendo las montañas Alleghany, cruzando el Valle de Shenandoah y llegando a la frontera entre Maryland y Pensilvania. A principios de la década de 1960, era propiedad de Atlantic Seaboard Corporation, que también lo operaba, parte de United Fuel Gas Corporation y posteriormente de Columbia Gas System.

Cuando el gasoducto comenzó a suministrar gas, la Estación de Compresión Boldman, ubicada en el extremo oeste de la línea, proporcionaba toda la potencia de compresión. Sin embargo, a medida que aumentaba la demanda de gas, se hizo necesario aumentar la potencia mediante la construcción de más estaciones. La Estación Gala se construyó en 1940 con la instalación de dos compresores de gas horizontales Worthington de doble tándem de 900 hp (671 kW). En 1942, se añadió un compresor Worthington de un solo tándem de 425 hp (317 kW) y, en 1943, se instaló un compresor de ángulo recto Clark RA-8 de 800 hp (597 kW). En 1948, se instaló otro Clark RA-8.

Durante los fríos días de invierno, cuando la demanda de gas natural era alta, Gala contaba con una fuerza laboral de 14 hombres para mantener la operación las 24 horas. Esto incluía ocho engrasadores, cuatro operadores, un auxiliar y el ingeniero supervisor de la estación. Los engrasadores se aseguraban de que los motores y compresores tuvieran la lubricación adecuada y revisaban la temperatura de las bombas, las tuberías y las camisas de agua. Los operadores realizaban el mantenimiento de los motores e informaban de las presiones de succión y descarga al despachador de gas.

Red de oleoductos de Estados Unidos, 2008.

En verano, cuando la demanda de gas bajaba (antes de que se generalizara el uso del aire acondicionado), los motores permanecían inactivos. Durante este período, los empleados realizaban la revisión de los motores según fuera necesario. Esto se hacía normalmente después de operar entre 12 000 y 18 000 horas.

Además de los motores, Gala contaba con diversos equipos auxiliares. El sistema de refrigeración de la remota estación era especialmente interesante. Incluía tres intercambiadores de calor tubulares para la refrigeración de gases. El agua, bombeada desde el cercano arroyo Mill, circulaba a través de estos intercambiadores para eliminar el exceso de calor del gas y también a través de las camisas del motor para mantener las temperaturas de funcionamiento adecuadas. El agua se bombeaba primero a un estanque de sedimentación, desde donde fluía por gravedad a un estanque de almacenamiento. Desde allí, se extraía mediante bombas y circulaba a través del intercambiador de calor y las camisas del motor, regresando finalmente al estanque de almacenamiento. En la Fig. 1, elevándose sobre la estación y conectado al colector de agua de refrigeración de alta presión, se encontraba un tanque de 75.708 l (20.000 galones) que se encargaba de las sobretensiones en los sistemas de agua de alta presión. La estación también contaba con cuatro depuradores de gas, que eliminaban la arena y otras partículas extrañas haciendo pasar el gas por una neblina de aceite.

A principios de la década de 1930, se introdujeron los compresores de motor integrales angulares de alta velocidad, como los modelos Clark RA. Estos desarrollaban mayor potencia con menor peso y volumen; sin embargo, su instalación en zonas remotas seguía siendo muy difícil. Los compresores integrales angulares reemplazaron gradualmente a los horizontales y dominaron la industria durante medio siglo. Aunque cientos de compresores integrales siguen en uso hoy en día, los compresores centrífugos accionados por turbinas de gas son las máquinas más comunes para gasoductos.

Gasoductos transnacionales

En 1943, la Corporación de Chicago adquirió la Tennessee Gas and Transmission Company, que tenía tres años de antigüedad, y la utilizó para construir el primer gasoducto de larga distancia para transportar gas desde la costa del golfo de Texas hasta la parte noreste de los EE. UU. El gasoducto de 1265 mi (2024 km) se completó en octubre de 1944 y ayudó a abastecer de combustible a fábricas que producían materiales de defensa en el este de los EE. UU. El gobierno de los EE. UU. reguló las tarifas que la empresa podía cobrar, por lo que la Corporación de Chicago se deshizo de Tennessee Gas después de la Segunda Guerra Mundial. Sin embargo, Tennessee Gas continuó agregando gasoductos a su red, planeando 3840 mi (6293 km) de líneas adicionales en 1946. Con la expansión industrial después de la Segunda Guerra Mundial, para 1950, otras dos empresas, Texas Eastern Gas Transmission y Transcontinental Pipeline Company también habían construido gasoductos desde Texas hasta el noreste de los EE. UU., como se muestra en la Fig. 2.

Oleoductos transcontinentales de Estados Unidos, 1950.

Aproximadamente la mitad de la red principal de transmisión de gas natural y gran parte de la red de distribución local se instalaron en las décadas de 1950 y 1960, debido a que la demanda de gas natural aumentó más del doble tras la Segunda Guerra Mundial. La red de distribución continuó expandiéndose para brindar servicio de gas natural a nuevas instalaciones comerciales y desarrollos inmobiliarios. Los precios del gas natural aumentaron sustancialmente entre 2003 y 2008, lo que incentivó a los productores a expandir el desarrollo de los yacimientos existentes y a iniciar la exploración de yacimientos de gas natural previamente no desarrollados. Los avances en las técnicas de perforación y producción propiciaron un aumento de la producción de esquisto y otras formaciones geológicas compactas. Estos aumentos en la producción contribuyeron a la disminución general de los precios del gas natural, lo que a su vez contribuyó al aumento de la demanda de gas natural para la generación de electricidad y usos industriales. En consecuencia, se construyeron más gasoductos de transmisión nuevos y otros para conectar las fuentes de producción ampliadas y nuevas con más consumidores en todo el país, especialmente en el noreste de EE. UU.

En 2008, la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) informó que había 305.000 millas (482.820 km) de tuberías de transmisión interestatales e intraestatales en Estados Unidos, como se muestra en la figura 3.

En 2021, la EIA reportó aproximadamente tres millones de millas de tuberías principales y otros ductos que conectan las áreas de producción de gas natural y las instalaciones de almacenamiento con los consumidores. La extensa red interestatal de ductos de EE. UU., por sí sola, contaba con más de 1400 estaciones de compresión de gas natural y 400 instalaciones de almacenamiento subterráneo, más de 11 000 puntos de entrega, 5000 puntos de recepción y 1400 puntos de interconexión para 2021, además de innumerables instalaciones adicionales dedicadas a la recolección, procesamiento y distribución local de gas. La Figura 4 muestra la ubicación de la mayoría de las estaciones de compresión principales que se encuentran en el corazón de la extensa red de transmisión de gas en EE. UU. Podría decirse que esta red generó la necesidad de más compresores industriales de gran tamaño que cualquier otra industria.

Estaciones de transmisión de gas de líneas principales de EE. UU., c.2021.