Pronóstico Compresión de Gas
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Pronóstico Compresión de Gas
Aprovechamiento de gases de combustión, aspectos técnicos a considerar Proceso de compresión actual (CS) Gases de combustión al recuperador de calor Gas combustible Aire Compresor Turbina de gas Eficiencia térmica posible: 45 – 50% Gas de alta presión Recuperador de calor (HRSG) Vapor vivo @ 17 barg y 430 oC o mayor Compresor de gas Gas de baja presión Generador eléctrico 1 x STG Turbina de vapor S de aire Proceso propuesto para Cogeneración (CC) Agua de alimentación Sistema de condensación Eficiencia térmica: 28 - 32 % Agua de reposición Planta tratamiento Agua cruda Energía eléctrica Candidatos a generar energía eléctrica aprovechando gases de combustión: • Estaciones de compresión de gas húmedo amargo, para plantas de proceso (principalmente en el sureste) Gas amargo • Plataformas de compresión Gas dulce • Estaciones de compresión de gas dulce de campos a plantas (principalmente en el norte) • Nuevos campos a ser desarrollados Gas seco • Estaciones de compresión de CENAGAS • Plantas de proceso de gas, Unidades Recuperadoras de Nitrógeno (URN) Principales aspectos a considerar: Disponibilidad: Cantidad de equipos en operación, carga promedio, vida útil remanente Escenario de operación de largo plazo, plazo mínimo a comprometer para el proyecto Gases de escape: Las turbinas operan con exceso de aíre, para asegurar combustión completa, esto implica composiciones variables, pero altas en nitrógeno Temperatura de los gases y temperatura de salida del recuperador Ubicación de los recuperadores: Experiencias previas y los estudios específicos Espacio físico y convenios de operación Conclusiones • Los proyectos de instalación de Cogeneración en estaciones de compresión, ya sean de Pemex o no, son viables técnica y económicamente. • En Pemex existen otras instalaciones susceptibles a este proceso, destaca la estación de compresión de Atasta, con el mayor potencial identificado, falta el estudio detallado. • En Samaria la energía eléctrica se utilizaría principalmente para la sustitución de equipos de generación en sitio, para los pozos con Bombeo Eléctro-centrífugo (BEC). • En este sentido, también se realizó el estudio topogrpafico para electrificar una seccióndel campo Samaria, actualmente sin suministro eléctrico, resultando viable y con alto VPN ya sea que se tome energía de la red o de la planta de Cogeneración. • Es necesaria la inversión privada con esquemas diferentes a los habituales y compartiendo riesgos con Pemex, para que este tipo de proyectos se desarrollen. Agradecimientos CFE, Coordinación de Proyectos Técnicos CFE, Coordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación Activo de Producción Samaria - Luna Orbit Consultores HEAT RECOVERY SOLUTIONS LTD Gracias por su atención Disponibilidad de equipo Factor de Utilización Máquinas de la Planta Compresora Samaria II - 2013 120.00% 100.00% 80.00% 60.00% 40.00% 20.00% 0.00% • Se eligió como viables los equipos con mayor factor de utilización histórico. • Lo anterior denota mayor disponibilidad y confiabilidad. • Para casos de mantenimiento, se analizó la viabilidad de habilitar un recuperador en el siguiente en orden descendente de factor de utilización y de vida útil. • El resultado puede o no ser viable, depende en gran medida del escenario futuro de manejo de gas. Disponibilidad de gas Pronóstico Compresión de Gas 350 300 250 200 150 100 50 0 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 Gas de Formacion Manejado en PC SAM II Gas BN Manejado en PC SAM II Período Gas al Inicio Gas al Final Promedio 2016 al 2022 294 mmpcd 198 mmpcd 248 mmpcd 2023 al 2028 198 mmpcd 153 mmpcd 169 mmpcd 2016 al 2028 294 mmpcd 153 mmpcd 211 mmpcd • Considerando el escenario declinante, se analizó si se diseñaba para la media de todo el periodo o si se pagaba el exceso de capacidad de invertir para los flujos esperados en el primer periodo • Se definió diseñar sobre la base de un promedio de manejo de gas del orden de 210 MMpcd, que no es ni el escenario superior ni el bajo sino la media. • Con esto se estimó el potencial de Cogeneración para 12 años. Gases de Escape • La cantidad de aire de entrada a la turbina no es estequiométrica, sino en exceso, conforme a las recomendaciones de los fabricantes los excesos son altos. • De tal manera que la composición de los gases de combustión es similar a la del aire, con alrededor de un 2% de CO2 Fracción Molar (Seco) Carbon Dioxide (CO2) Nitrogen (N2) Oxygen (O2) Carbon Monoxide (CO) Caso 1 0.0231 0.8079 0.1690 0.0001 Caso 2 0.0181 0.8040 0.1779 0.0000 Q = M * cp * ∆T • Considerando que la energía a intercambiar proviene del calor sensible de los gases exhaustos los valores relevantes son el cp de la mezcla y la temperatura de los gases • Dada la poca variabilidad en la composición de los gases, el cp puede ser estimado fácilmente Gases de Escape • Las estaciones de compresión de PEP analizadas en Samaria y Cunduacán tienen diferentes capacidades de equipos y son de diversas marcas. • Por lo tanto la cantidad de masa no es igual entre equipos y se tiene que tomar como referencia el gas combustible y el aire de entrada . • De igual forma la temperatura de los gases calientes es variable por equipo y ubicación, pero oscila alrededor de los 500°C. 4 3 2 1 0 420-440 441-460 461-480 481-500 501-520 521-540 541-560 561-580 Ubicación de los recuperadores • Basados en estudios previos de consultores externos en búsqueda de proyectos que pudieran calificar para Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL), se analizaron tras esquemas con el apoyo de CFE: • Cabezal de vapor • Cabezal de gases exhaustos • Recuperadores individuales Concepto Línea de vapor Línea de gases Tecnología circular Capacidad 0.80 X 1.0 0.96 X Costo 0.81 X 1.0 0.71 X 1.0 1.0 0.72 X Costo unitario • El escenario de instalar una línea de gases de escape resulta poco viable técnicamente • En estos casos la mejor opción fue instalar equipos por unidad, circulares montables Ubicación física • Con los resultados del estudio de la CFE y de los fabricantes se pudo estimar que los proyectos de instalación de cogeneración en las estaciones de compresión Samaria y Cunduacán son viables económicamente. • Con la Reforma Energética son factibles diversas formas de asociación y la operación en espacio físico de Pemex es también factible