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APÉNDICE B MÉTODO 21 – VOLUMEN II

APÉNDICE B. MÉTODO 21 DE LA EPA. VOLUMEN 2

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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.


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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


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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


Gas 1.3 * 10-5 Válvulas



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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 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 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 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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