Uso del Programa Life CPR – ComSys© para la Selección del Accionador y el Arreglo Óptimo en Plantas Compresoras de Gas

Este artículo presenta el proceso de evaluación técnico económico que debe ser tomado en cuenta para la selección del tipo de accionador, el tamaño y el número óptimo de trenes en plantas compresoras de gas natural, durante la fase de conceptualización de nuevos proyectos. Técnicamente se verifica que los equipos sean capaces de satisfacer el servicio, y económicamente se jerarquizan las opciones por sus costos de ciclo de vida y las pérdidas de oportunidad causadas por los paros programados y no programados en el horizonte económico. Se introduce además las bondades del programa Life CPR – ComSys © (Life Cycle Cost, Procution and Reliability), desarrollado en Visual Basic Application, que facilita el cálculo de las variables técnicas y económicas necesarias para jerarquizar las opciones. Finalmente, se muestra un caso en el que la escogencia del arreglo fue facilitada por el uso del programa computarizado, lográndose reducir el esfuerzo y el tiempo de evaluación en un 35%.

Cada año las empresas relacionadas al negocio del gas definen sus planes de negocio y proyectan sus requerimientos de inversión, operación y mantenimiento para cumplir con sus compromisos de producción. En el caso particular de la compresión del gas, y más específicamente de los centros o plantas compresoras, se hace imperativo revisar la infraestructura de compresión existente para definir las necesidades futuras que satisfagan el plan. Una revisión adecuada debe incorporar especialistas en equipos rotativos, proceso, electricidad, confiabilidad, operación de plantas, mantenimiento, estimación de costos y evaluación económica, pero las limitaciones de tiempo y esfuerzo no siempre lo hacen posible.

La selección de la estrategia para satisfacer el plan de negocios queda definida por un análisis técnico económico. Técnicamente se verifica que el accionador y los compresores sean capaces de satisfacer la demanda. Se considera además la experiencia previa en su uso (confiabilidad y disponibilidad), el parque de repuestos existente, los centros de servicio disponibles, los requisitos ambientales y la sincronización de mantenimientos entre máquinas, entre otros. Es de esperar sin embargo que múltiples estrategias operacionales satisfagan estos requerimientos, razón por lo cual deben jerarquizarse económicamente para identificar la opción que aporta más valor.

Para la evaluación y jerarquización económica de opciones se requieren conocer los valores descontados de las nuevas inversiones (estimado clase V o IV), alquileres, consumo energético (gas combustible o electricidad), costos de operación y mantenimiento y las pérdidas de oportunidad o penalizaciones por paros programados y no programados en el horizonte económico.

El programa Life CPR – ComSys, desarrollado en Visual Basic Application con interface Excel para la entrada y salida de datos, facilita el cálculo de las variables técnicas y económicas necesarias para jerarquizar las opciones. Debe aclararse que, a pesar de la automatización, la herramienta todavía requiere de un proceso interactivo con el usuario para el planteamiento de opciones posibles, y es por ello que la misma debe ser manejada por personal con experiencia en infraestructura de compresión de gas.

El planteamiento del problema

Ilustraremos el planteamiento del problema con un ejemplo bastante general, representado en la Fig. 1. El requerimiento de compresión es un perfil no uniforme que asciende desde 100 MMscfd en el año 2004, hasta 355 MMscfd en el año 2016. Después de esa fecha, el mismo descendente progresivamente hasta alcanzar los 200 MMscfd en el año 2024. Al inicio se tiene una capacidad de compresión instalada de 140 MMscfd, 60 MMscfd de los cuales corresponden a equipos alquilados y 80 MMscfd a equipos propios. El contrato de alquiler vence en el año 2009 y uno de los equipos propios cumple treinta (30) años de operación en el año 2012.

El grupo de trabajo que tiene a cargo el estudio enfrentará un sin número de interrogantes que deben ser abordadas en forma apropiada para darles respuesta. Algunas de esas preguntas son:

• ¿Debe crecerse con plantas individuales ubicadas en la fuente del gas o deben concentrarse las operaciones en centros de compresión?
• ¿Conviene tener pocos trenes de gran tamaño (opción 1, Fig. 1) o muchos pequeños (opción 3, Fig. 1)?
• ¿En qué fechas deben incorporarse los nuevos trenes?
• ¿Cuándo un tren puede considerarse obsoleto y debe ser desincorporado?
• ¿Conviene extender los contratos de alquiler existentes o es mejor comprar los equipos al finalizar el contrato? ¿Conviene sustituirlos por equipos nuevos propios?
• ¿La capacidad de compresión adicional debe ser propia o alquilada? ¿Quizá una combinación?
• ¿Se justifica compresión de respaldo? Conviene un respaldo rodante (todas las unidades operan a carga parcial y sólo operan a máxima capacidad cuando una unidad sale de servicio) o en “standby” (se enciende la unidad parada sólo cuando otra sale de servicio).
• ¿Qué tipo de accionador debe seleccionarse, motor eléctrico, turbina a gas, motor de combustión interna?
• ¿Qué tecnología de compresión debe seleccionarse, reciprocante o centrifuga?

Posibles arreglos de los trenes de compresión

Existe una gran diversidad de arreglos de compresión posibles, siendo los más comunes: arreglos en serie, en paralelo y mixtos serie-paralelo. El volumen total de gas a manejar y la relación de compresión, aunados a otros tantos factores, son determinantes en la escogencia del arreglo.

Arreglo en Serie

El arreglo de trenes en serie (Fig. 2) es poco común, pero suele encontrarse cuando la relación de compresión es bastante grande como para ser manejada por un solo tren. La disponibilidad operacional y la capacidad efectiva de este arreglo es siempre menor que la de cualquiera de sus Trenes. La indisponibilidad del arreglo viene dada por la suma de las indisponibilidades de cada tren menos la probabilidad de que dos o más trenes estén fuera de servicio simultáneamente.

Arreglo en Paralelo

Este arreglo (Fig. 3) es el más usado. Permite manejar volúmenes de gas en un amplio rango, con relaciones de compresión moderadas. A diferencia del arreglo en serie, la disponibilidad operacional y la capacidad efectiva del sistema es siempre mayor o igual a la de sus componentes individuales. Aquí la indisponibilidad de un componente sólo merma la capacidad del sistema en una fracción que es proporcional a la capacidad relativa del componente dentro del sistema. El número y tamaño óptimo de trenes queda definido por el análisis financiero y la mínima capacidad efectiva que se fije como meta.

Arreglo Mixto (Serie-Paralelo)

Los arreglos mixtos también son comunes en la industria, aunque sólo algunos pocos compiten en disponibilidad operacional y economía con los arreglos en paralelo. Un arreglo de compresión como el mostrado en la Fig. 4, con una primera etapa de n trenes en paralelo de capacidad Q conectados a una segunda etapa de n trenes en paralelo de igual capacidad, tiene una disponibilidad inferior a la de una única etapa de n trenes en paralelo de capacidad Q.

Dos razones contribuyen a este hecho, a saber:

• La indisponibilidad de uno de los trenes de la primera etapa provoca la salida forzosa de un tren de la segunda etapa, pues la masa manejada por etapa debe mantenerse constante (ley de conservación de la masa). Lo inverso, paro de un tren de segunda etapa que deshabilita automáticamente un tren de la primera, también aplica.
• La probabilidad de paro de un tren de primera etapa más la probabilidad de paro de un tren de segunda en el arreglo mixto es mayor a la probabilidad de paro de un solo tren en el arreglo paralelo, asumiendo que los trenes son de tecnología similar.

A pesar de esto, los esquemas híbridos deben ser considerados cuando los equipos compresores de las diferentes etapas de compresión se desean de tecnología diferente. No es conveniente, por ejemplo, acoplar un compresor centrífugo y uno reciprocante a un mismo accionador. Un punto a favor de un arreglo mixto centrífugo-reciprocante, no obstante, es el mejor aprovechamiento de la energía. Los compresores centrífugos tienen eficiencias muy buenas para flujos relativamente altos y presiones bajas o intermedias, pero son ineficientes a bajo flujo o alta presión. Los reciprocantes por su parte pueden ser hasta un 10% más eficiente que los centrífugos a altas presiones, pero a bajas presiones manejan muy poco flujo másico. La combinación de centrífugos a baja presión y reciprocantes a alta presión aprovecha las bondades de cada tecnología, aunque el beneficio neto sobre la economía del proyecto se ve mermado por su menor disponibilidad.

Tipos de accionadores

La Fig. 5 muestra los resultados de un censo realizado en el año 2002 a una población de 350 trenes compresores de gas natural, asociados a la exploración y producción de crudo en Venezuela. El conjunto de trenes suma una capacidad instalada de 12650 MMscfd con una potencia en sitio de 2.76 Millones de Hp. De estos, el 49% es accionado por motores de combustión interna a gas (MG), 47% por turbinas a gas (TG) y el 4% restante por motores eléctricos (ME). En términos de potencia y capacidad de compresión, sin embargo, las TG’s representan el 88% y 82% respectivamente, quedando la diferencia distribuida entre los MG’s y ME’s.

Este favoritismo por los accionadores a gas en Venezuela ha sido motivado principalmente por dos razones:

• El bajo precio de oportunidad que ha tenido históricamente el gas combustible en Venezuela, en comparación con el valor internacional.
• La ubicación de las instalaciones en áreas remotas donde no existe infraestructura eléctrica cercana, y la inversión para incorporarla supera los potenciales ahorros que pudieran generarse con los accionadores eléctricos.

Esta enorme diferencia entre el número de accionadores a gas y eléctricos es similar en otras partes del mundo, pero como lo muestra el survey de la Fig. 6 (fuente: 1999 BSI/Compressortech Magazine Survey), la tendencia es hacia el incremento de los accionadores eléctricos.

Debe aclararse que la selección del accionador es al final un ejercicio económico, pues cualquiera de ellos está técnicamente apto para suplir la potencia requerida en un servicio de compresión. En otras palabras, el ejercicio está en encontrar el tipo de accionador y el tamaño y número óptimo de trenes que satisface un servicio de compresión. A continuación, se mencionan algunos aspectos relevantes, ventajas y desventajas de cada accionador.

Motor Eléctrico (ME)

Entre sus ventajas destacan la sencillez de construcción y su alta eficiencia convirtiendo la energía la cual puede ser superior al 93%, considerando incluso las pérdidas por transformación de voltaje y por filtros armónicos. También destacan su alta disponibilidad (usualmente cercana al 99%), sus bajos costos de mantenimiento y niveles de inventario de repuestos. A diferencia de las turbinas y los motores de combustión interna, la eficiencia y potencia al eje de un motor eléctrico son poco afectadas por las condiciones ambientales, el ensuciamiento y/o el envejecimiento por uso. A lo anterior podemos sumar sus ventajas ambientales, pues no producen emisiones contaminantes, ruidos elevados ni calientan el ambiente.

En servicios de inyección de gas puede requerirse que el motor eléctrico se acople a un variador de frecuencia (VFD, Fig. 8). Ello da flexibilidad operativa a los compresores para absorber eventos transigentes como lo son arranques, paros, variaciones en la presión y temperatura de succión, composición de gas, etc. El costo típico de uno de estos variadores es comparable al costo del motor, por lo que su uso debe justificarse apropiadamente, No se prevén limitaciones técnicas en lo que al tamaño del motor y variador se refiere, pues existen aplicaciones exitosas con ambos equipos incluso por encima de los 50MW (67.000 Hp).

Los accionadores eléctricos resultan atractivos en el oriente venezolano, por la cercanía a los centros de generación hidroeléctrica. No obstante, las ventajas ya expuestas, el costo actual del gas (800-1200 $/MMscfd) y de la electricidad (0.022-0.030 $/Kwh), usados en las evaluaciones financieras de nuevos proyectos, pueden inclinar la balanza hacia el uso del gas si los costos de la infraestructura eléctrica resultan elevados.

 Motor de Combustión Interna a Gas (MG)

Los motores de combustión interna son máquinas de movimiento alterno ampliamente usados en la compresión y transporte del gas natural. Por lo general se paquetizan con compresores reciprocantes, aunque también pueden combinarse con centrífugos. En Venezuela su uso se extiende a más de medio siglo y gracias a que su tecnología ha variado poco en el tiempo, existe en el país una importante infraestructura y pericia calificada para la ejecución de mantenimientos rutinarios, overhauls y recuperación de componentes. Una desventaja es el alto número de componentes que debe mantenerse en inventario para garantizar su operación continua. Igualmente, las elevadas cargas y exigencias mecánicas a las que están sometidos sus componentes móviles limitan la velocidad de giro al rango 300-1400 RPM, y con ella la potencia al eje que son capaces de entregar. Es por ello que el incremento de potencia se logra principalmente aumentando el número y/o el volumen de los pistones, o lo que es lo mismo, el tamaño y peso de la máquina. Su gran tamaño, peso y la magnitud de las fuerzas alternas que en él se generan, exige fundaciones voluminosas y costosas cuando se las compara con la de los accionadores rotativos.

Existe un límite práctico por encima del cual los MG’s dejan de ser atractivos. Las máquinas más grandes probadas en servicios de compresión de gas en Venezuela son de 5.500 Hp, y a manera de referencia vale decir que su tamaño y peso son comparables al de una turbina o motor eléctrico de 35.000 a 40.000 Hp.

Finalmente tenemos que el costo de mantenimiento por unidad de potencia y hora de operación [US$/Hp-hr] de los MG’s es el más elevado entre los tres accionadores, a la vez que su disponibilidad intrínseca y operacional es la menor.

Turbina a Gas (TG)

Existen dos tipos de turbinas de acuerdo a su origen y tecnología: industriales y aeroderivadas. Las aeroderivadas, como su nombre lo indica, tienen su origen en la industria de la aviación, pero han sido adaptadas para aplicaciones industriales. Se caracterizan por generar un chorro de gases calientes y de allí que frecuentemente se les llame productores o generadores de gas (CAx+Tgg, Fig. 10). Tienen una alta relación potencia/peso y sus eficiencias térmicas típicas están entre el 37% y 40%, las cuales están por encima de las encontradas en las turbinas industriales (30%-32%). Se sabe, sin embargo, que las turbinas aeroderivadas son más susceptibles que las industriales al deterioro por ensuciamiento y al envejecimiento de sus partes calientes, por lo que esta diferencia tiende a cerrarse una vez que entran en operación. El diseño compacto y liviano de las aeroderivadas permite, cuando se requiera, remplazarlas rápidamente en sitio por otra turbina de repuesto. No obstante, para poder convertir la energía del chorro de gases calientes a energía mecánica, es necesario acoplarlas a una turbina de potencia (TP, Fig. 11). Esta última es de diseño industrial y en ocasiones requiere mantenimiento mayor en sitio.

Las turbinas industriales por su parte son de construcción robusta, voluminosas y pesadas cuando se les compara con las aeroderivadas. Encierran dentro de la misma carcasa las secciones equivalentes a la del “productor de gas” y la “turbina de potencia”, las cuales usualmente se denominan “turbina de alta presión” (TAP) y “turbina de baja presión” (TBP), Fig. 12. La energía producida por la turbina industrial ya se encuentra en la forma de energía mecánica (rotación de un eje). Ambas secciones de la turbina son diseñadas por un mismo fabricante lo que disminuye el riesgo de ineficiencias, deterioros o fallas prematuras por inconsistencia en el “matching” aerotérmico de ambas secciones. Una desventaja de las turbinas industriales grandes es su indisponibilidad prolongada durante la ejecución de los mantenimientos mayores (overhauls). Su gran tamaño y peso prácticamente obligan a que el mantenimiento se efectúe en sitio con duración de varias semanas (3 a 6 semanas).

Tipos de compresores

Los compresores centrífugos y los reciprocantes son los más usados para la compresión del gas natural dentro de la industria petrolera. Según el censo realizado en Venezuela en el año 2002, existe un número similar de compresores reciprocantes CR (52%) y compresores centrífugos CC (48%). En términos de potencia y capacidad de compresión, sin embargo, los CC’s representan el 89% y 83% respectivamente, correspondiendo la diferencia a los CR’s (Fig. 13).

Sus diferencias tecnológicas hacen que cada compresor tenga un área de aplicación por preferencia, tal como se muestra en el mapa de la Fig. 14. Los compresores reciprocantes son más competitivos.

Compresores Reciprocantes (CR)

Los compresores reciprocantes son máquinas de movimiento alterno. En líneas generales tienen una eficiencia politrópica mayor a la de los centrífugos, aumentando la diferencia para flujos muy bajos o presiones de trabajo altas. A muy altas presiones, (7000-10000 psig), esta diferencia pudiera ubicarse en 5-10%. Comparados con los centrífugos, los compresores reciprocantes son más tolerantes a las variaciones de presión, temperatura y composición de gas del proceso, por lo que su uso es atractivo en aplicaciones donde las condiciones de proceso son muy cambiantes. No obstante, las altas cargas o exigencias mecánicas a las que están sometidos sus componentes limitan su velocidad de giro a rangos entre 300-1400 RPM y con ella el flujo que son capaces de manejar. A diferencia de los centrífugos, la robustez de sus ejes y las bajas velocidades de giro lo hacen prácticamente inmune a inestabilidades mecánica o problemas aerodinámicos, cualidades altamente deseadas en aplicaciones críticas.

A pesar de estas bondades, los compresores reciprocantes también están sujetos a problemas, entre los que tenemos:

• Indisponibilidad inherente y operacional menor a la de los centrífugos. Las altas cargas alternas, vibraciones y pulsaciones disminuyen notablemente la confiabilidad de sus múltiples componentes y sistemas auxiliares. Además, su diseño dificulta la adquisición de “internos modulares” de repuesto que puedan usarse para reducir sensiblemente el tiempo de una reparación mayor, tal como se hace con los compresores centrífugos.
• Poca o ninguna tolerancia a los líquidos y contaminantes sólidos suspendidos en el gas. Es común encontrar aplicaciones donde el gas de proceso arrastra trazas de líquido y contaminantes sólidos producto de la corrosión de los gasoductos y equipos de proceso que se encuentran aguas arriba de los compresores. La presencia de líquido en los pistones puede ocasionar fallas catastróficas costosas y de reparación prolongada. Contaminantes sólidos surten un afecto abrasivo en los aros de los pistones afectando la eficiencia.
• Costos de mantenimiento mayores a los de los centrífugos.

 Compresores Centrífugos (CC)

Son de construcción relativamente sencilla, poseen pocas partes móviles y manejan grandes volúmenes con menos inversión. Son más confiables y fáciles de mantener que los reciprocantes lo que les da mayor disponibilidad inherente y operacional. Con un juego de internos de repuesto, se puede reducir sensiblemente el tiempo de los mantenimientos y de las reparaciones por fallas mayores. Sus costos de mantenimiento son menores que los de los reciprocantes.

Empero estas bondades, también están sujetos a problemas, destacando:

• Son menos eficientes que los reciprocantes. Esta diferencia se acentúa a muy bajo flujo o muy altas presiones.
• Son susceptibles a problemas aerodinámicos y de estabilidad mecánica, sobre todo a muy altas presiones y velocidades de giro.

Metodología utilizada

El tamaño y número óptimo de trenes se determina mediante un análisis técnico económico. Técnicamente se verifica que cada tren sea capaz de manejar, durante el ciclo de vida del proyecto, la cuota de volumen de gas que se le ha asignado. Esto debe cumplirse incluso con las ineficiencias típicas a las que estará sujeto el tren. También se verifica que los trenes cumplan con las regulaciones ambientales (ruido, emisiones, calentamiento, etc.) y de seguridad. Para el análisis económico es necesario estimar las inversiones (capex), los costos operativos (opex), los bonos/penalizaciones y las pérdidas de oportunidad por paros programados y no programados en la vida del proyecto.

• Capex: considera los costos del IPC, es decir, los costos de la ingeniería, procura de equipos y materiales, transporte, nacionalización, seguros, construcción, “commissioning” y pruebas de aceptación. También considera los mantenimientos mayores (overhauls) y las modernizaciones (upratings) de los trenes, si los lineamientos financieros así lo exigen.

• Opex: considera los costos energéticos (gas combustible y/o electricidad), los alquileres de equipo, la operación y el mantenimiento (predictivo, rutinario y correctivo menor).

• Bonos y penalizaciones: dependen de la naturaleza del proyecto y de las regulaciones gubernamentales y ambientales. Hay proyectos en los que el gas natural venteado o quemado, como consecuencia de los paros programados y no programados, debe ser pagado a su dueño. Del mismo modo, existen proyectos de venta de “servicio de compresión de gas” (BOO, BOT, O&M, etc.), a los que se le asocia el pago de un bono o una penalización, que dependen del cumplimiento o no de los objetivos de confiabilidad y disponibilidad fijados en el contrato.

• Pérdidas de oportunidad: son las mermas en los ingresos, directos e indirectos, a los que se da lugar cuando se producen paros programados y no programados. Los proyectos de compresión de gas generalmente están asociados a la explotación del petróleo, el gas natural y sus derivados (inyección a yacimientos, levantamiento artificial, extracción de LGN, etc.). Dependiendo de la actividad que se soporte, las pérdidas de oportunidad pudieran fácilmente convertirse en el mayor de los renglones que participan en la evaluación económica, y cuando es así, la adición de capacidad de compresión de respaldo queda fácilmente justificada. Vale decir, sin embargo, que dar un orden de magnitud sincero a la pérdida de oportunidades, con un margen de incertidumbre aceptable, es uno de los ejercicios que consume más tiempo en el análisis.

Todos los componentes (capex, opex, bonos/penalizaciones y pérdidas de oportunidades) que se generen en el horizonte económico son llevados a valor presente, a la tasa de descuento establecida en los lineamientos para la evaluación económica.

La o las opciones favorecidas son aquellas que cumplan con los requerimientos técnicos, ambientales y de seguridad, con la mayor generación de valor (mayor VPN, mayor TIR, menor desembolso, etc.). La Fig. 17 muestra gráficamente este proceso.

Construcción del modelo para los arreglos

En esta etapa del proceso se establecen las ecuaciones del sistema de compresión: balance de masa, límites de cada tren (flujos máximo y mínimo), filosofía de reparto de carga, prioridad de arranque de trenes de respaldo y eventos especiales (venteo, quema o transferencia de gas). La Fig. 18 muestra un arreglo mixto de 7 trenes, con dos corrientes de alimentación que suplen gas a una primera etapa de 5 trenes en paralelo que se conecta en serie con una segunda etapa de 2 trenes en paralelo.

Configuración de los trenes

Para poder configurar un tren es necesario conocer la cromatografía del gas a comprimir y las condiciones de borde, es decir, la presión y temperatura a la succión y la presión a la descarga. El volumen de gas que el tren es capaz de manejar será función de la potencia disponible en el eje del accionador seleccionado y del consumo de potencia específico [BHp/MMscfd] de los compresores.

Potencia disponible en el eje del accionador

Dependerá del tipo de accionador seleccionado. La potencia al eje de los accionadores eléctricos es poco afectada por las condiciones ambientales, la operación “off design”, el desgaste de componentes y el ensuciamiento de sus internos. La Fig. 19 muestra la eficiencia típica de motores de inducción entre 250 a 14000 Hp, donde puede verse como la eficiencia cae menos de 1% cuando la carga del motor baja de 100% a 50%. A pesar de que los fabricantes ofrecen motores con potencias estándar NEMA, es posible obtener motores con potencia nominal a la medida.

 Los accionadores a gas no son tan nobles como los eléctricos. La potencia al eje de las turbinas, por ejemplo, es enormemente afectada por las condiciones ambientales, la operación “off design”, las pérdidas de presión en los ductos de entrada de aire y salida de gases calientes, y por el desgaste y ensuciamiento de sus internos. Una forma simple de estimar el impacto es a través de la incorporación de factores de corrección, según se indica:

Donde:
HPdisp: potencia disponible al eje.
HPiso: potencia a condiciones ISO (59 °F y al nivel del mar).
ft: factor de corrección por temperatura ambiente.
fh: factor de corrección por altura.
fs: factor de corrección por pérdidas en ducto de succión.
fe: factor de corrección por pérdidas en ducto de escape.
fd: factor de corrección por deterioro.

De estos, la temperatura ambiente y el deterioro son los factores que tienen más impacto. La Fig. 20 muestra el impacto (%) que tiene la temperatura ambiente sobre la potencia al eje (output), en una turbina tipo industrial. En regiones cercanas al Ecuador, donde las estaciones climáticas no son tan marcadas, es fácil encontrar oscilaciones en la temperatura ambiente de hasta 30 °F entre el día y la noche, tal como se muestran los registros de la Fig. 21.

Para el ejemplo mostrado, el factor de corrección ft oscila entre 0.98 y 0.87, obteniéndose la menor potencia justo cuando la temperatura ambiente alcanza su máximo valor. La oscilación de la temperatura, y por ende de la potencia disponible, será más marcada a medida que nos alejamos del Ecuador. Es imperativo que el equipo de trabajo defina el criterio para establecer la temperatura ambiente que aparecerá en la hoja de especificaciones de la turbina (data sheet). Una práctica, por ejemplo, sería establecer un valor de temperatura ambiente que permita que la turbina tenga potencia suficiente para poder comprimir el volumen de gas asignado el 95% de los casos. La Fig. 22 muestra el histograma de frecuencia del registro de temperatura de la Fig. 21. La curva de probabilidad acumulada (azul) indica que el 95% de las veces la temperatura estará por debajo de 89.5°F, por lo que 90°F resulta adecuado para las hojas de datos de las especificaciones de este ejemplo particular.

Referente al deterioro en las turbinas, se sabe por la literatura que el mismo tiene dos componentes: el deterioro o pérdida recuperable y la pérdida irrecuperable. La mayor parte de la pérdida irrecuperable sólo se logra restaurar con un mantenimiento mayor (media vida u overhaul), mientras que la recuperable, asociada al ensuciamiento de la turbina, se restaura con lavados del compresor axial. Existen dos tipos de lavados: en línea (online washing) y fuera de línea (offline washing). El lavado en línea sólo recupera una pequeña fracción de la potencia perdida, pero puede efectuarse con la máquina en operación y con la frecuencia que se desee. El lavado fuera de línea remueve más sucio y recupera una fracción considerable de la potencia, pero requiere que la unidad esté fuera de servicio y que sus partes calientes se hayan enfriado. La Fig. 23 ilustra la variación (%) de la potencia al eje con las horas de operación, causada por el desgaste y el ensuciamiento.

La curva con puntos azul muestra el comportamiento observado por una turbina aeroderivada que fue sometida a diferentes regímenes de lavados en línea y fuera de línea, en sus primeras 13500 hrs de operación [Crease, 1994]. La curva roja representa la tendencia del deterioro irrecuperable y fue obtenida por el mejor ajuste de las potencias obtenidas después de un lavado fuera de línea (puntos encerrados por circunferencias). Como referencia, curva negra de caída más suave, se incluye el deterioro irrecuperable esperado de una turbina industrial de potencia similar [Nuovo Pignone, 1995]. Es claro que después del primer semestre de operación, la potencia perdida estará oscilando entre 3% y 15%, dependiendo de la cantidad y tipo de contaminantes suspendidos en el aire, la efectividad del sistema de filtración de aire y de las políticas de lavado que se adopten.

En la selección de turbinas como accionador debe tenerse en cuenta que, a diferencia de los motores eléctricos, las turbinas no son fabricadas como “traje a la medida”. Sus elevados costos y tiempo de desarrollo hacen que sólo se encuentre en el mercado un número limitado de marcas y modelos con experiencia probada. Es por ello que, en el proceso de configuración de un tren, algunas turbinas pudieran resultar muy “grandes” o muy “pequeñas” para la aplicación, sin que exista el tamaño (potencia) ideal para la capacidad de manejo de gas fijada. En estos casos el tamaño o capacidad del tren debe ser ajustado a la potencia del accionador disponible, en lugar de ajustar la potencia de un accionador para satisfacer un tamaño o capacidad de tren seleccionado.

Consumo de potencia específico [BHP/MMSCFD]

Son muchos los factores que afectan el consumo de potencia específico BHp/MMscfd, entre los que destacan: cromatografía del gas, relación de compresión de la planta, temperatura del gas a la succión, eficiencia de los compresores, número de etapas o cuerpos de compresión, pérdidas mecánicas en cajas de engranajes y accesorios, caídas de presión en líneas, depuradores y enfriadores interetapas, eficiencia de los enfriadores, etc. Lo ideal sería contar con la asistencia de los fabricantes para la obtención de este valor, pero no siempre es posible o conveniente. Para escoger el tamaño y el número óptimo de trenes es necesario considerar una cantidad considerable de combinaciones y resulta impráctico solicitar a los fabricantes que configuren trenes para cada opción.

Una forma simple y rápida, pero aproximada, de estimar los BHp/MMscfd, es haciendo uso del nomograma mostrado en la Fig. 24 [GPSA, 1998].

Otro método más preciso, pero que requiere conocer algunas prácticas de diseño, es simular el proceso de compresión con la asistencia de un simulador comercial (Hysys, Pro II, etc.). El número de etapas o cuerpos de compresión quedará determinado por las limitaciones físicas de los componentes: máxima temperatura de descarga, número de impulsores por carcasa, empuje axial, velocidad de giro, carga en barras, etc. La temperatura de descarga a su vez es función de la eficiencia politrópica, la relación de compresión de la etapa y las propiedades termodinámicas de la mezcla de gases. En el ejercicio deberá considerarse la caída de presión en las facilidades de entrada, tramos interetapas y facilidades de salida, así como la temperatura de salida del gas en los enfriadores interetapa.

Es claro que no hay una única receta para el diseño, y la prueba de ello es que diferentes fabricantes ofrecerían diferentes configuraciones para una misma aplicación.

Interacción accionador – Tren compresor

Es la que determina el punto en el cual operará el tren para satisfacer el volumen de gas fijado, a las condiciones de proceso especificadas. Gráficamente, el punto vendría representado por la intercepción de la curva del accionador con la curva de la carga (tren compresor), tal como lo ilustra la Fig. 25.

Los fabricantes y “paquetizadores” acostumbran, como una práctica saludable, a diseñar el tren compresor manteniendo un margen de potencia entre el punto normal de operación y el punto de máxima potencia disponible “siterated”. Esto permite absorber las pérdidas de eficiencia naturales de los equipos, sin sacrificar el volumen de gas a comprimir. Sin embargo, para el caso particular de accionadores a gas, debe entenderse que mientras más grande sea el margen de potencia, más alejado se está del punto de máxima eficiencia “rated”, y esto se traduce en un mayor consumo de gas combustible. Mayor margen de potencia incrementa la capacidad efectiva, pero implica mayor inversión y costos energéticos. La opción favorecida es la que tenga mejores indicadores financieros.

Análisis de capacidad efectiva

En el contexto de este trabajo, definiremos los siguientes términos según sigue:

• Capacidad nominal: aquella para la cual fue diseñado el tren.
• Capacidad máxima: la mayor que puede manejar el tren en algún momento sin ser limitado por algún sistema de control o protección. Este valor es mayor cuando al tren está nuevo y eficiente.
• Capacidad efectiva: es la capacidad promedio del sistema en un período dado tomando en cuenta los paros por mantenimientos programados y no programados (fallas).

Existen paros determinísticos y probabilísticos. Los primeros están vinculados a los mantenimientos programados y siguen un patrón definido por el fabricante o por la experiencia del usuario. Los paros probabilísticos están vinculados a las fallas y su ocurrencia es completamente aleatoria en el tiempo, pero pueden ser modelados por distribuciones estadísticas.

Para el cálculo de la capacidad efectiva se considera la probabilidad de que dos o más trenes paren simultáneamente, el arreglo o interconexión entre ellos y la capacidad de reserva del sistema. La reserva puede estar en “standby”, es decir, un tren parado en espera de ser arrancado cuando se requiera, o puede estar “rodante”, es decir, los trenes operan a capacidad nominal (carga parcial) y son llevados a capacidad máxima cuando algún tren sale de servicio.

Existen varios métodos capaces de predecir la probabilidad de que los eventos ocurran en forma aislada o simultánea, como, por ejemplo, la probabilidad de que un tren falle cuando otro tren está en mantenimiento programado. Uno de ellos son las simulaciones de Montecarlo, que asignan un valor aleatorio a cada variable de interés siguiendo una distribución dada (normal, lo normal, exponencial, etc.).

Otro método es la “matriz de combinación de modos”, que es una extensión del método de “distribución binomial”. La Fig. 26 ilustra un ejemplo sencillo de 4 trenes con capacidad nominal de 45 MMscfd c/u, conectados en paralelo, para manejar un volumen total de 135 MMscfd. La capacidad máxima de cada tren, cuando están ineficientes, es 47.8 MMscfd. Es claro que 3 trenes satisfacen el requerimiento operando a 45 MMscfd (carga parcial), por lo que el cuarto tren estará como respaldo operacional en “standby”. Como lo indica la matriz, hay 16 modos posibles de operación, donde los estados individuales de los trenes son “Standby”, “On” y “Off”. La primera columna indica la probabilidad de ocurrencia de cada modo y la segunda columna las horas en un año que esto representa. La última columna corresponde a la cantidad de gas que no puede ser manejado en cada modo, cuya suma ponderada por la probabilidad equivale al gas no manejado en el año. El complemento del gas no manejado dará la capacidad efectiva del arreglo.

Se diferencian dos escenarios: uno en el que no hay mantenimientos programados y todos los paros “off” son producto de fallas; el otro escenario contempla que un tren está fuera de servicio por mantenimiento programado y se evalúa la probabilidad de que los trenes restantes fallen. La capacidad efectiva final es la que se obtiene al combinar los resultados de los dos escenarios.

Como lo indica la Fig. 17, el programa de mantenimiento y los indicadores de fallas son dependientes de la configuración del tren. Los motores eléctricos son más confiables que las turbinas, y estas que los motores a gas. Del mismo modo, los compresores centrífugos son más confiables que los reciprocantes, pero el tiempo para reparar de estos últimos es menor. En la literatura abierta hay pocas fuentes confiables con indicadores de falla y tiempos para reparar, como, por ejemplo, los volúmenes Oreda (Offshore Reliability Data). La mejor fuente, sin embargo, es la data obtenida directamente en campo con trenes compresores similares, pero esta información no es del dominio público. La Fig. 27 muestra la disponibilidad promedio mensual de una flota de trenes compresores centrífugos accionados por motores eléctricos y turbinas a gas en un período de tres años.

Estimado de inversiones, costos y pérdidas

A continuación, algunas consideraciones para la estimación de las inversiones, los costos y las pérdidas de oportunidad, en el orden en que aparecen en el esquema de la Fig. 16.

Inversiones

En este trabajo definimos por estimados de inversión clase IV o V los que cumplen con las características descritas en la Tabla 1.

Los estimados clase V son suficientes para definir la factibilidad del negocio durante la Visualización del Proyecto, a fin de obtener fondos para desarrollar la Ingeniería Conceptual (Fig. 27). Usualmente se fundamentan en curvas de costos de proyectos similares, pero la limitación y dispersión de los datos en la muestra hace difícil establecer la confiabilidad del estimado.

Los estimados clase IV tienen la confiabilidad necesaria (±30%) para seleccionar la mejor opción técnica y económica durante la Ingeniería Conceptual del proyecto. El clase IV desglosa el proyecto en sus componentes más costosos (accionador, compresores, caja de engranajes, enfriadores, etc.), cuyas magnitudes se establecen con la ayuda de curvas y/o bases de costos por componente. La Fig. 28, por ejemplo, exhibe los precios de 65 modelos diferentes de turbinas en un amplio rango de potencias ISO. La curva tipo potencial corresponde al mejor ajuste de los datos. La desviación de precios entre la curva y los datos aparece en el histograma de la Fig. 29. La curva azul “tipo S” de probabilidad acumulada muestra que el precio del 90% de estas turbinas puede ser estimado por la curva con una confianza de ± 30%.

Costos energéticos

En el caso eléctrico, resultan de la multiplicación de la tarifa eléctrica por los requerimientos de potencia para la compresión. A la potencia suministrada por el motor debe agregársele las pérdidas que existan hasta el punto de fiscalización, como, por ejemplo, pérdidas en el motor, variador de frecuencia, filtros, transformadores y líneas de transmisión. La potencia requerida dependerá también del modo como se combinan los estados de los trenes, es decir, “On”, “Off y “Standby”. La Fig. 30 muestra la potencia al eje [Hp] requerida por cada tren y por el centro de compresión, para los 16 posibles modos de operación del ejemplo de la Fig. 25.

En el caso de accionadores a gas, los costos energéticos resultan de la multiplicación de la tarifa del gas por el volumen de gas combustible consumido. En el cálculo de este último intervienen, además de los requerimientos de potencia, el poder calórico del gas (LHV) y el “heat rate” de los accionadores. En el caso más general, el “heat rate” es afectado por las condiciones ambientales, las pérdidas en los ductos de entrada de aire y salida de gases, el deterioro del accionador y la operación “off design”. La Fig. 31 contiene los valores del “heat rate” en sitio [Btu/Hp-hr] y del volumen de gas combustible [MMscfd], correspondientes al ejemplo de las Fig. 25 y 30, considerando un poder calórico LHV de 1000 Btu/scf.

Alquileres de equipos y plantas

Cuando apliquen, deberán ser considerados como un costo dentro de las opciones evaluadas.

Costos de operación

Se refieren a los costos del personal, logística y administración necesarios para mantener la operación del centro de compresión. Es claro que estos no son lineales con el número de trenes. A manera de ejemplo, el personal requerido para la operación de cuatro trenes dentro de un mismo centro es muy similar al requerido para la operación de tres. Este costo se puede estimar de manera sencilla multiplicando el costo de labor directa por un factor de “overhead” que considere la labor indirecta, la logística y la administración.

Costos de mantenimiento

Se refieren a los costos del personal, logística, administración, materiales y repuestos involucrados en los mantenimientos preventivo, programado y correctivo. El mantenimiento correctivo está ligado a los indicadores de confiabilidad de los trenes, y estos a su vez a la tecnología seleccionada para el accionador y los compresores. Del mismo modo, la tecnología seleccionada determina la frecuencia y los costos de los diferentes niveles de mantenimiento programado: menor, media vida y overhaul.

Una manera simple de estimar los costos de mantenimiento programado y no programado, pero imprecisa y carente de realismo, es asumir que los mismos son constantes cada año, y que representan un porcentaje fijo de la inversión (2% al 5% por ejemplo).

Un tanto más acertado es el uso de indicadores de costo [$/Hp-hr], que toman en cuenta las horas de operación de los trenes, pero pasan por alto el aspecto cíclico de los mantenimientos programados y establecen erróneamente una dependencia lineal entre los costos de mantenimiento y el tamaño de los equipos. Es bien sabido que el costo por Hp disminuye a medida que aumenta el tamaño de los equipos. Establecer el indicador apropiado para el servicio es en si un reto. La Fig. 32 muestra un sondeo de indicadores de mantenimiento [$/Hp-hr] utilizados por diferentes fuentes, para trenes compresores accionados por motores a gas. Los indicadores en generación eléctrica se añaden como referencia. Las líneas verticales azules corresponden al rango de indicadores encontrado por el autor en 49 aplicaciones que soportan producción de petróleo en Venezuela. La distribución probabilística de los costos de esas 49 aplicaciones se incluye en la parte derecha del gráfico.

Otra forma más precisa, pero que requiere más elaboración, separa los mantenimientos programados de las fallas. Los mantenimientos programados de todos los trenes se sincronizan en la vida del proyecto, considerando las horas de operación de cada tren y las frecuencias recomendadas. A cada nivel de mantenimiento se le asigna entonces el costo que le corresponde. Los mantenimientos por fallas, aunque son de carácter aleatorio, se asocian también a las horas operadas. Este método trata en forma justa los trenes de respaldo que se encuentran en “standby”, pues estos sólo operan una fracción del año. La Fig. 33 muestra un ejemplo de un tren reciprocante accionado por un motor a gas de 2225 Hp, para el que se han definido cuatro niveles de mantenimiento con frecuencias respectivas de 1000, 4000, 8000 y 32000 hrs. En ella se cuantifican los mantenimientos por nivel en los primeros 6 años de operación, considerando las horas operadas cada año, después de descontar las horas en “standby” y en paros programados y no programados. Obsérvese como en el año 2007 sólo hay un mantenimiento programado, debido a que el tren se encuentra en “standby” casi todo el año y sólo opera 734 hrs, equivalentes a un mes.

Debe tomarse en cuenta que algunos lineamientos financieros capitalizan los mantenimientos mayores, en lugar de contabilizados como gastos. Un ejemplo son los overhauls de las turbinas a gas.

Bonos y penalizaciones

Deben considerarse cuando existan. Algunos proyectos, por ejemplo, están sujetos a bonos ó penalizaciones asociados a la cantidad de gas comprimido, o a los indicadores de disponibilidad y confiabilidad. Otros proyectos son penalizados con multas cuando ventean o queman gas porque sus trenes están fuera de servicio. La adición de bonos y penalizaciones favorece la selección de equipos confiables y, dependiendo de los montos, justifica la adición de capacidad o trenes de respaldo. La matriz de modos de la Fig. 25 sirve para cuantificar la cantidad de gas no manejado, venteado o quemado, insumo para contabilizar los bonos y penalizaciones en el flujo de caja.

Pérdida de oportunidades

Como ya se mencionó, son las mermas en los ingresos, directos e indirectos, a los que se da lugar cuando se producen paros programados y no programados. Dependiendo de la actividad que se soporte (venta de gas comprimido, inyección de gas a yacimientos, levantamiento artificial de crudo, extracción de LGN, etc.), las pérdidas de oportunidad pudieran fácilmente convertirse en el mayor de los renglones. Al igual que en el punto anterior, la matriz de modos de la Fig. 25 sirve para estimar la pérdida de oportunidades, una vez que se establezcan las correlaciones entre el gas no manejado y la merma de los productos de la actividad económica soportada.

Evaluación económica de las opciones

La jerarquización económica de opciones se basa en la comparación de sus indicadores económicos, como el Valor Presente Neto (VPN), la Tasa Interna de Retorno (TIR) y la Eficiencia de la Inversión (EI). Estos requieren el cálculo del flujo de caja descontado considerando los elementos previamente mencionados (capex, opex, bonos/penalizaciones y pérdidas de oportunidades). La tasa de descuento y las consideraciones particulares para el cálculo del flujo de caja deberán efectuarse de acuerdo a los lineamientos financieros de la empresa. A continuación, algunos comentarios:

• Infraestructura existente: cuando se haga uso de infraestructura existente, las inversiones previamente ejecutadas deberán ser llevadas a moneda constante del año de evaluación.
• Depreciación: para instalaciones de superficie, se calcula generalmente por el método de la línea recta. Algunos casos especiales consideran depreciación por unidades de producción. Deberá aclararse si existirá o no valor residual de los activos al final del horizonte económico.
• Horizonte económico: debe ser al menos igual a la vida útil del activo principal. Cuando hay limitaciones contractuales (arrendamiento de activos, asociaciones o convenios con terceros), el horizonte económico no podrá exceder el tiempo del contrato.
• Impuestos: los que apliquen al proyecto (nacionales, municipales, etc.).

Opciones de menor costo

Son evaluaciones económicas útiles para comparar opciones de proyectos no generadores de ingreso, o que generan los mismos ingresos. La toma de decisión se apoya en el flujo de caja diferencial entre opciones A y B, o entre una opción A y no hacer nada (condición actual).

Programa Life CPR – ComSys©

El programa “Life CPR – ComSys”, desarrollado en Visual Basic Application (VBA) con interfase Microsoft Excel para la entrada y salida de datos, evalúa técnica y económicamente las diferentes opciones que se pueden tener en centros de compresión nuevos y existentes. El mismo emula el comportamiento del sistema de compresión en el horizonte del proyecto y proporciona la información necesaria para evaluarlo económicamente. Para lograr esto el programa se soporta, entre otras facilidades, de bases de datos y módulos de cálculo.

Bases de datos

• Accionadores comercialmente disponibles, con sus respectivas curvas de operación. La base incluye 22 modelos turbinas a gas (GE, Solar, RR, Alston, NP, etc.) que cubren un amplio rango de potencias ISO (1500 a 60000 Hp); 19 modelos de motores de combustión interna a gas con potencias entre 600 y 8000 Hp; motores eléctricos de inducción entre 1000 y 14000 Hp y síncronos de 10000 a 50000 Hp.
• Frecuencia de ejecución, esfuerzo y costos de mantenimientos programados de los trenes turbocompresores, dependiendo del tipo de accionador, la tecnología de los compresores.
• Estadísticas típicas de falla de equipos y sistemas.
• Indicadores de costos típicos de mantenimientos programados (menor y overhauls) y correctivos acordes al tipo de tipo de accionador y compresores seleccionados.
• Curvas de comportamiento características de accionadores que permiten calcular el comportamiento “rated” y “off-design” del tren. Se incluyen correlaciones típicas para estimar el deterioro recuperable y no recuperable de las turbinas, en función de las horas operadas después de un overhaul. La figura 34 compara la predicción del deterioro hecha por el programa con los datos de campo de la figura 22, usando la misma rutina de lavados.

• Precios de equipos, cargos de importación, costos de ingeniería, construcción, etc.
• Tarifas vigentes de gas y electricidad (caso venezolano).
• Todas las bases de datos pueden ser actualizadas o ampliadas con facilidad.

Módulos de cálculo

• Análisis de capacidad efectiva, considerando las curvas de operación de los equipos, el derating por condiciones ambientales, pérdidas de eficiencia recuperables y no recuperables, sincronización de los programas de mantenimiento programado en el horizonte del proyecto y análisis determinístico de la probabilidad de falla de los trenes.
• Costos energéticos, basados en los resultados del análisis de capacidad efectiva, la eficiencia en sitio de los equipos y las tarifas vigentes de combustible gas y electricidad.
• Costos de mantenimientos programados y no programados (capitalizables y no Pérdida de oportunidades, cuando apliquen, asociando la indisponibilidad de los trenes con la actividad económica soportada.
• Estimación de inversiones Clase IV, basado en costos FOB de los equipos mayores, recargos por importación, transporte, seguros, costos de ingeniería, construcción, gerencia, etc. Aplicable para plantas nuevas o ampliaciones.
• Evaluación económica opción de menor costo donde se llevan todos los desembolsos (inversiones, costos O&M, afectaciones de producción, penalizaciones, etc.) a valor presente, descontados según lineamientos financieros de la empresa.
• Simulador de gas y curvas típicas de compresores para estimar el consumo energético del sistema.

En los actuales momentos se está actualizando la versión del programa, incorporándose:

• Mayor detalle en la cuantificación de componentes, equipos y sistema, adicionales a los equipos mayores, a fin de llevar la confiabilidad del estimado de inversión a un Clase III (Fig. 35).
• Penalizaciones, cuando apliquen. Aquí se correlaciona en forma sencilla la indisponibilidad programada y no programada de los trenes con el servicio de compresión de gas.

• Incorporación de la ecuación de estado BWRS y del modelo de compresión politrópica para mejorar el estimado del consumo de potencia específica BHp/MMscfd.
• Emulación de la temperatura ambiente, para el caso de accionadores a gas. La Fig. 36 muestra un gráfico generado por la rutina EmulaTemp incorporada en el programa.

• Adición de una interfaz gráfica que permite configurar fácilmente los arreglos de generación (Fig. 37).
• Simulación de escenarios probabilísticos usando la técnica de Monte Carlo para generar en forma aleatoria una o más variables (perfil de gas a comprimir, inversiones, fallas, costos O&M, etc.) simultáneamente de acuerdo a distribuciones escogidas por el usuario. La Fig. 37 muestra la generación de perfiles de gas aleatorios.

• Simulación de paros por modo de falla de los equipos. A cada modo se le asocia una base de datos probabilísticos con los tiempos para falla, tiempos para reparar, esfuerzo requerido y costos involucrados. Se incluyen modos de falla inherentes y externos (ambiente, suministro de gas, etc.).

Beneficios

Como beneficios y productos aportados por esta herramienta destacan:

• Reducción sensible del tiempo de ejecución de los estudios.
• Homologación de criterios técnico-económicos usados por las especialidades involucradas.
• Desglose año-a-año de los costos e inversiones.
• Sincronización de los mantenimientos programados de todos los trenes.
• Estimados de inversión Clase IV de la IPC de nuevos trenes.
• Reportes de oportunidades perdidas o penalizaciones año-a-año por paros programados y no programados, entre otros.

Aplicación – Caso particular

Se requiere desarrollar tres nuevos centros de compresión, físicamente separados, con los perfiles de gas [MMscfd] indicados en la Fig. 38.

Las premisas a tomar en cuenta son: todos los trenes de los tres centros deben ser iguales por razones de estandarización; horizonte económico de 20 años; tarifas de gas combustible y electricidad vigentes en el Oriente de Venezuela; pérdidas de oportunidad sólo se asocian a la venta de gas y no a producción diferida de crudo ni LGN; tasa de descuento del 10%; debe garantizarse el 98% mínimo de manejo de gas por disposiciones gubernamentales y ambientales; la evaluación económica estará basada en la opción de menor costo.

Con las condiciones de proceso y la tecnología de compresión utilizada se calculó el consumo específico de potencia [BHp/MMscfd], Tabla 2. Los cálculos indican que se requieren tres cuerpos o etapas de compresión con enfriamiento interetapa.

Las tarifas de gas combustible y electricidad en los primeros 10 años del período son las indicadas en la Tabla 3. El gas combustible considera su valorización en el mercado interno y el pago de regalía a la nación en función de su poder calórico LHV. La tarifa eléctrica considera el convenio vigente con la empresa de suministro y la alícuota de costos de operación y mantenimiento de la red de distribución interna local.

Las frecuencias de mantenimiento, dependiendo del accionador y de la tecnología de compresión se indican en la Tabla 4. El porcentaje de indisponibilidad no programada promedio año se da en la Tabla 5.

Para las turbinas se tomó en cuenta las condiciones ambientales del sitio. Con la información de los costos O&M y los estimados de inversión se efectuaron todos los cálculos para más de 400 arreglos o combinaciones posibles, en los cuales se varió el número de trenes, tipo y tamaño de los accionadores, tipo de compresores y años en los que se incorpora el tren al centro. La Tabla 6 muestra los resultados solamente de las mejores opciones (menor desembolso) para cada tamaño y tipo de accionador en el Centro 1. Las primeras columnas describen la cantidad de trenes, el tipo y el tamaño del accionador. La columna “Q efectiva” indica el porcentaje de manejo de gas promedio en la vida del proyecto, el cual debe ser superior al 98% según se acotó en las premisas. Las columnas siguientes detallan en valor presente (VP) los montos de inversión, costos O&M, costos energéticos y pérdidas de oportunidad por gas venteado. Para el caso eléctrico no se incluyó las inversiones necesarias para adecuar la infraestructura eléctrica, ya que estas formaron parte de un estudio separado posterior. Con los otros dos centros se generaron tablas similares.

La Tabla 7 conglomera los resultados para los tres centros. Puede apreciarse que la mejor opción viene dada por trenes accionados con motores eléctricos de 2.000 Hp c/u. Sus desembolsos son 9.5 y 24 millones de US$ menor (valor presente) que los desembolsos de la mejor opción con motor a gas y turbina a gas respectivamente. En el caso de motores a gas, los menores desembolsos se obtuvieron para trenes de 1.775 Hp c/u, pero los mismos resultaron bastante cercanos a los de los trenes de 2.000 Hp. A fin de establecer un tamaño único de trenes, accionados a gas ó electricidad, se decidió escoger trenes de 2.000 Hp. Las turbinas a gas no son buena opción, por cuanto resultan o muy grandes o muy pequeñas. Las dos turbinas evaluadas corresponden a modelos comerciales, ampliamente usados y con buena experiencia operacional. En el caso particular de las turbinas Centauro para el Centro 3, la línea de color naranja de la Fig. 39 indica que existirá recirculación constante casi toda la vida del proyecto. Esto se elimina cambiando el “staging” del compresor, pero se rompe la estandarización de equipos entre los tres centros.

Referencias

• 1. Gas Processors Suppliers Association GPSA. – Engineering Data Book, 11a Edición, 1998.
• 2. Crease, Tony. – Impacto de Lavado del Compresor Axial Sobre la Potencia y Costos de Operación de Turbinas a Gas. XI Jornadas de Gas, Caracas, 1994.
• 3. Nuovo Pignone. – Expected Gas Turbine Plant Performance Loss Following Normal Maintenance and Off-Line Compressor Water Wash. Curva 519HA772 Rev. A Feb. 9, 1995; Documento Nuovo Pignone, SOM44261.

Autor: Enrique J. González
Ingeniero Mecánico de la Universidad Simón Bolívar (1986).
Maestría en Ingeniería Mecánica en la Universidad de Texas A&M.