En la República Bolivariana de Venezuela, hay gran cantidad de gas y por esta razón, la industria petrolera tiene instalados muchos compresores para incrementar la presión del gas natural en diferentes procesos; así como también hay muchos generadores eléctricos, y otros equipos de gran tamaño; de los cuales muchos de ellos son movidos por turbinas a gas, que emiten al ambiente energía térmica residual, la cual puede ser aprovechada mediante procesos de cogeneración para el sistema eléctrico, entre diferentes formas de aprovechamiento. Por eso, el problema de esta investigación es el desaprovechamiento de la Energía Térmica Residual (ETR) de la combustión de las turbinas a gas. El objetivo de la investigación es la elaboración de una metodología para el estudio de factibilidad que permita el aprovechamiento en energía eléctrica, del gas residual de las turbinas a gas. El estudio incluye la entrega de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y el autoabastecimiento de energía eléctrica a la planta donde se encuentran las turbinas a gas. Esta metodología debe servir para ser aplicado a cualquier turbina a gas en cualquier parte del mundo y consiste en una serie de pasos de fácil desarrollo.

Introducción

La energía eléctrica es una necesidad fundamental para la vida moderna. Su creciente demanda requiere del incremento paulatino de los niveles de generación de electricidad.

En Venezuela, hay mayor generación hidroeléctrica que térmica. Esta realidad ha generado problemas en el SEN en épocas de sequía, por lo que el Estado esta buscando solución al problema, ampliando la generación termoeléctrica.

En la República Bolivariana de Venezuela, hay gran cantidad de gas y por esta razón, la industria petrolera tiene instalado muchos compresores para incrementar la presión del gas natural en diferentes procesos; así como también hay muchos generadores eléctricos, y otros equipos de gran tamaño; de los cuales muchos de ellos son movidos por turbinas a gas, que emiten al ambiente energía térmica residual, la cual puede ser aprovechada mediante procesos de cogeneración (ver figura 1) para el sistema eléctrico, entre otras formas de aprovechamiento.

La eficiencia térmica de estas turbinas está entre 28-38%, ver figura 2, aproximadamente, por lo que más del sesenta por ciento de la energía térmica es enviada al ambiente como gas residual, el cual es desaprovechado completamente y constituye una emisión de carga contaminante hacia el medio ambiente, ver figura 3.

Por lo tanto, esto lleva a considerar que el problema de esta investigación es el desaprovechamiento de la ETR de turbinas a gas.

El objetivo de la investigación es la elaboración de una metodología para el estudio de factibilidad que permita el aprovechamiento en energía eléctrica, del gas residual de las turbinas a gas, aprovechando la energía térmica residual de la operación del sistema. El estudio incluye la entrega de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y el autoabastecimiento de energía eléctrica a la planta donde funcione la turbina a gas.

Esta metodología debe servir para ser aplicada en cualquier planta o infraestructura que tenga turbinas a gas.

Los programas: Hysys, Aspen Plus, Chemcad, ProModel, Design II,PRO II / Provision, GT PRO, GT, Master, MATLAB , y ETAP (Electrical Power System Software) pueden ser utilizados en la metodología propuesta para simular una planta de cogeneración, así como el comportamiento del SEN al conectar la Generación de electricidad propuesta en este trabajo.

Procedimientos

Durante la concepción de una instalación de cogeneración, el diseño del ciclo deberá fijarse a partir de un gran número de posibilidades. La metodología consiste en determinar la factibilidad técnica y económica, en todos los casos en elegir la mejor opción del proceso, lo que no siempre implica sin embargo el rendimiento máximo posible. Para alcanzar este objetivo, se deben analizar exactamente la influencia de cada aspecto de la concepción de los ciclos sobre la decisión de inversión. De esta manera, se evita el suministro de una instalación demasiado compleja y demasiado costosa que no aportaría beneficios razonables sobre la inversión del cliente o usuario.

A. Diseño y control de proceso

Para tener una metodología fácil de entender se usará la teoría básica de diseño y control de proceso que se muestra en la Figura 4.

Donde el proceso (P) considerado en este caso es la metodología para obtener como resultados la factibilidad de realizar un proyecto de cogeneración eléctrica en una planta o cualquier infraestructura que tenga turbinas a gas, en base a las siguientes entradas: requerimientos, restricciones y recursos.

Los requerimientos (Re) del proceso serán la temperatura, la presión, el flujo de masa de la ETR, composición del gas, y el flujo para el proceso de vapor, así como cantidad y potencia de las turbinas a gas, entre otras características de las maquinas existentes.

Las restricciones (Rs) serán las leyes, normas y códigos nacionales e internacionales que regulan la cogeneración, el medio ambiente y el sistema eléctrico, así como, espacio físico, características del SEN, disponibilidad de agua, entre otros.

Los recursos (Ru) serán las especificaciones técnicas de los equipos, la bibliografía disponible, programas de computación para simular los procesos, experiencia de otras plantas, otros. El resultado (Ro) es el estudio de factibilidad que valide continuar con el desarrollo del Proyecto de cogeneración eléctrica.

B. Subprocesos de la cogeneración eléctrica

A los efectos de esta metodología, el proceso de cogeneración se dividirá en los siguientes subprocesos:

1. Generador de Energía Térmica Residual- Turbina de Gas.
2. Generador de Vapor por recuperación- Intercambiador de Calor.
3. Generador de Potencia Mecánica-Turbina de Vapor y condensador.
4. Generador de Potencia Eléctrica- Turbogenerador eléctrico.
5. Subestación Eléctrica.
6. Línea de enlace con el Sistema Eléctrico.

Resultados y análisis

Este trabajo de investigación dio como resultado una metodología para el estudio de factibilidad de cogeneración Eléctrica, aprovechando la energía térmica residual de la combustión de turbinas a gas.

La metodología tendrá los siguientes pasos:

1. Determinar las características técnicas de la o las turbinas a gas.
2. Evaluación de la capacidad de cogeneración eléctrica.
3. Evaluar la demanda y consumo eléctrico de la planta.
4. Evaluar la capacidad del enlace con el SEN.
5. Evaluar el espacio físico para la implantación.
6. Caracterización de los fluidos, evaluación de ciclos y fluidos del proceso para el generador de vapor.
7. Disponibilidad de agua para el proceso.
8. Caracterización de los fluidos de enfriamiento por aire o agua.
9. Alternativas de Configuración para Cogeneración.
10. Prediseño y factibilidad técnica de cogeneración.

A continuación se describen cada una de las etapas o pasos:

1. Determinar las características técnicas de la o las turbinas.

Se identifica la ubicación geográfica de la Planta, sus condiciones ambientales, sus características de trabajo y producción, la cantidad y características de los trenes de compresión, características del gas natural, características de la energía térmica residual, presión, temperatura y demás características, así como cantidad y características de las turbinas a gas, entre otras características. Luego seguir con el paso del epígrafe 2.

2. Evaluación de la capacidad de cogeneración eléctrica.

Esta etapa de la metodología consiste en revisar las características técnicas de las turbinas a gas, según [11]. Para un sistema de cogeneración, la turbina a gas tiene una potencia (PTG) del orden del doble de la potencia de la turbina de vapor (PTV), por lo que matemáticamente se tiene:

PTG = 2 • PTV (1)

En los generadores eléctricos la energía mecánica se convierte en electricidad con un rendimiento de hasta el 99 %, en los grandes generadores. Para la mayoría de los generadores eléctricos comerciales, su rendimiento puede ser mayor al 95 %, por lo que matemáticamente se tiene:

PGE = k • PTV (2)

Donde 0,95 < k < 0,99 dependiendo del fabricante de la potencia. De esta relación se obtiene la capacidad máxima de potencia eléctrica en kW por cogeneración. Luego seguir con el paso del epígrafe 3.

3. Evaluar la demanda eléctrica de la planta y capacidad de cogeneración.

En esta parte de la metodología se requiere saber la capacidad de generación eléctrica por cogeneración obtenida en el punto anterior así como, demanda eléctrica de la planta donde está ubicada la o las turbinas a gas y demanda de la nueva planta de cogeneración eléctrica (PPC), para determinar la factibilidad de autoabastecimiento y posible entrega de energía eléctrica al SEN.

Ptot = Ptrub + Pcog (3)

Después se comparará la capacidad de generación eléctrica por cogeneración (Pcog) con la demanda requerida por la planta (Ptot); se obtienen los siguientes casos:

Caso1: Si Pcog = Ptot , entonces la planta de cogeneración solo podrá alimentar a la planta y se pasará al paso 5, evaluar el espacio físico para la implantación.

Caso 2: Si, Pcog > Ptot , entonces será posible entregar energía al SEN y es factible continuar con la metodología y pasar al paso 4 para evaluar la capacidad del SEN para recibir el excedente de la cogeneración eléctrica.

Caso 3: Si Pcog < Ptot se evaluarán las siguientes opciones:

1. Alimentar eléctricamente la planta parcialmente según la disponibilidad de la cogeneración y continuar con el paso 5.
2. Evaluar gas complementario para un quemador que incremente la cantidad vapor y continuar con el paso 5.

Nota: en cualquiera de los casos, para tener mayor cantidad de energía eléctrica se puede incluir gas complementario para un quemador que incremente la cantidad de vapor. El calor agregado resulta de la combustión de gas natural u otro combustible fósil. El aporte térmico de los gases de escape debe ser el más importante para no desconceptualizar la filosofía de la cogeneración.

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4. Evaluar la capacidad del enlace con el SEN.

Con apoyo en la información técnica, visita de campo y reuniones con el equipo técnico del sistema eléctrico, se evalúa el sistema eléctrico de la zona, se revisan opciones de interconexión eléctrica y con el uso del programa de computación ETAP, o aplicaciones del MATLAB, u otro simulador de sistemas eléctricos, se procede a hacer simulaciones de flujo de carga, estudio de cortocircuitos y otros para verificar que se pueda incorporar la energía eléctrica de la cogeneración al SEN.

Se evalúa flujo de carga, cortocircuito, facilidad de interconexión y de ser factible, se continúa con el paso 5 (evaluar el espacio físico para la implantación), de no ser factible, evaluar si es rentable hacer la inversión solo para alimentar la planta compresora.

5. Evaluar el espacio físico para la implantación.

El siguiente paso es evaluar que se cuenta con el espacio físico necesario para construir la Planta de cogeneración. Según el espacio ocupado por una planta de ciclo combinado para 400 MW es un área de 30000 m2, por lo que se puede tomar como referencia un índice de espacio físico requerido de 75 m2/MW como primera referencia. Este índice corresponde para ciclo combinado, por lo que para el caso de de esta investigación (cogeneración ciclo de cola), se considera dentro de este índice las turbinas de gas que corresponden a instalaciones existentes, por eso, luego hay que restarle el espacio ocupado por dichas turbinas a gas para obtener el espacio requerido para construir la planta de cogeneración eléctrica.

En caso de disponer de espacio físico cerca de los turbocompresores para la construcción de esta planta, pasar al paso siguiente epígrafe 6, para caracterización de los fluidos, evaluación de ciclos y fluidos del proceso para el generador de vapor. Puede darse el caso que el tamaño del espacio físico disponible sea una restricción en la capacidad de generación eléctrica, por lo que este espacio pudiera determinar la capacidad de generación eléctrica máxima.

En caso de no contar con espacio cerca de los turbocompresores para la construcción de esta planta, el proyecto no es factible por indisponibilidad de espacio.

6. Caracterización de los fluidos, evaluación de ciclos y fluidos del proceso para el generador de vapor.

Es importante señalar, que aunque generalmente la cogeneración se obtiene con el ciclo Rankine agua, actualmente hay diferentes ciclos. El fluido motor empleado suele ser agua desmineralizada, fundamentalmente por su facilidad de manejo, reposición y abundancia, aunque conceptualmente no es el único y podrían emplearse otros fluidos tales como mercurio, potasio, amoníaco o fluidos orgánicos. Un ciclo Rankine con mercurio o potasio podrá operar a mayores temperaturas sin requerir presiones tan elevadas.

Comparando fluidos de trabajo, un ciclo Rankine con agua alcanza temperatura de salida inferiores que uno operando con mercurio. Si, en cambio, el fluido utilizado es amoníaco, la temperatura de salida podrá ser menor que si se emplea agua. Se combinan ciclos y fluidos de trabajo para lograr altas temperaturas de entrada y bajas temperaturas de salida, resultando elevados rendimientos termodinámicos. Algunos de los procesos según son:

• Rankinemercurio + Rankineagua.
• Rankinepotasio + Rankineagua.
• Rankineagua + Rankineamoníaco.
• Braytonaire (TG) + Rankineagua (TV), con varias alternativas.
• Acoplamiento serie paralelo de los ciclos Brayton y Ranking.
• Ciclos Brayton y Rankine operando a 1, 2 o 3 presiones, con acoplamiento básico interno.

Las plantas de ciclo combinado TG + TV son los ciclos más desarrollados al presente, siendo la mejor alternativa técnico- económica para la elección de una central térmica convencional.

En este trabajo se recomienda ciclos Brayton aire y Rankine agua, por lo se debe seleccionar una de las tres últimas opciones, en el paso de prediseño punto 10.

7. Disponibilidad de agua de proceso.

En base al tamaño de la planta de cogeneración (paso 1) se estima la cantidad de agua requerida por el proceso, luego se evalúa la disponibilidad de agua de proceso en la zona. El agua es la restricción más importante para definir el tipo de fluido a utilizar en el proceso, si hay agua en la zona lo más razonable y seguro es el uso de este vital líquido.

Por lo que se evalúa la calidad y cantidad de agua de ríos y mares cercanos, y de no ser factible, se solicita al organismo especializado de la zona en geología un estudio para evaluar la cantidad y calidad de agua subterránea.

En caso de ser positivos los resultados de esta etapa, implica que también se tiene agua para enfriamiento y se procede a pasar al paso 8.

En caso de no haber agua para proceso hay que evaluar los tres primeros fluidos de proceso descritos en el punto 6 y esto requiere del apoyo de empresas especializadas.

8. Caracterización de los fluidos de enfriamiento por aire o agua.

El fluido de enfriamiento por aire o agua se define dependiendo de las características de la zona. La concepción del sistema de enfriamiento depende de la disponibilidad de agua de enfriamiento. Cuando se disponga de grandes cantidades a un precio ventajoso, a menudo agua de mar, de un río o del agua subterránea, se instala un sistema de enfriamiento directo. Cuando el agua sea escasa o costosa, se deberá eventualmente reducir el consumo de agua, utilizando un sistema de enfriamiento indirecto con una torre de enfriamiento.

La factibilidad de agua en el punto anterior 7, implica que es factible el enfriamiento por agua. De lo contrario, es factible el enfriamiento por aire, en cualquiera de los casos se procede a pasar al paso 9.

9. Alternativas de configuración para cogeneración.

Una vez de nido la capacidad máxima de cogeneración es preciso definir la configuración a utilizar en cuanto al número de unidades generadores. Se plantean diferentes configuraciones variando el número de turbinas de gas y la cantidad de fuego suplementario. En todas las alternativas presentes se recurre al uso de generadores de vapor de recuperación de calor con uno, dos o tres domos de presión, esto hace que se tenga una mayor eficiencia en la transferencia de calor.

La cantidad y capacidad de los generadores a instalar básicamente está definida por la necesidad de una operación con una alta confiabilidad y estabilidad del servicio eléctrico.

10. Prediseño y evaluación de cogeneración.

Si del análisis de los pasos anteriores se considera factible, se continuará con el presente estudio, para ello se recomienda dividir el proceso de prediseño de la cogeneración en los subprocesos definidos en el epígrafe B del procedimiento.

Y se realiza un prediseño de cada uno de los procesos y subprocesos, apoyándose en cálculos matemáticos, tablas y simulación de procesos con cualquiera de los siguientes programas HYSYS, ASPEN PLUS, CHEMCAD, ProModel, DESIGN II, PRO II/PROVISION y/o MATLAB para simular los procesos termodinámicos de una planta de cogeneración, así como el ETAP y/o MATLAB para el comportamiento del SEN al conectar la cogeneración de electricidad propuesta en este trabajo, estudio de flujo de cargas, estudio de cortocircuitos, otros.

En este último paso, donde se obtiene un prediseño del sistema, se obtiene el resultado final sobre la factibilidad y características técnicas del sistema de cogeneración eléctrica propuesta.

11. Evaluación económica y medioambiental de factibilidad de cogeneración eléctrica.

El estudio económico valora las inversiones en activos de cogeneración eléctrica para el aprovechamiento de la ETR, identifica los costos y beneficios para la economía en su conjunto atribuible al proyecto, y los valora con el fin de emitir un juicio sobre la conveniencia de asignar los recursos a dicho proyecto, por su factibilidad económica.

La factibilidad ambiental esta asociada a la protección atmosférica, con especial atención en el hecho de que la contaminación atmosférica no sobrepase los niveles de sustancias extrañas permitidas en las normas establecidas. También valora la reducción y control de las emisiones contaminantes a la atmósfera producida por fuentes artificiales, de manera que se garantice la calidad del aire, salvaguardando el medio ambiente en especial, protegiendo la salud humana y cumplimiento de los compromisos internacionales vigentes en esta materia.

12. Valoración económica del proyecto.

En términos cuantitativos, la evaluación económica se traduce en estimar un flujo de ingresos y egresos durante la vida útil del proyecto para luego analizarlos con respecto a la tasa de descuento mínima apropiada o deseada para que la inversión sea rentable, viable o factible. Para efectuar esta evaluación económica de la variante de solución propuesta, se utilizan Indicadores de factibilidad económica, tales como, el Valor Presente Neto (VPN), la Tasa Interna de Retorno (TIR), y se complementa con la Relación Beneficio - Costo (B/C) y el Periodo de Recuperación del capital (PR).

13. Valoración ambiental.

Las centrales de cogeneración de una turbina a gas, son sistemas de producción de energía "limpios". El gas natural asegura una combustión mas limpia si se compara con los demás combustibles fósiles.

El factor de emisión utilizado para cada fuente de energía viene expresado en unidades de masa (toneladas, kilogramos, otros) de CO2 por Megavatio hora. La tasa de emisión de CO2 asociada a cada fuente de energía se calcula multiplicando el factor de emisión de la fuente por su potencia correspondiente en cada instante.

Conclusiones

Se propone una metodología que permite el estudio de factibilidad de cogeneración eléctrica en una planta de inyección de gas alta presión en yacimientos petroleros, mediante una serie de pasos fáciles de entender, pero que requiere el apoyo de un equipo multidisciplinario en las áreas técnicas y de ingeniería de Mecánica, Electricidad, Procesos de gas, Química, Instrumentación y Obras Civiles.

Esta metodología permite determinar si es o no factible continuar con los siguientes pasos de ejecución de un proyecto de cogeneración. Si es factible se debería pasar a desarrollar las diferentes fases de ejecución de un Proyecto (visualizar, conceptualizar, definir, implantar y operar), donde este estudio de factibilidad corresponde a la fase Visualizar.

Autor: ING. José Angel Ysasis