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

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%.

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.
Fig. 34. Predicción del Deterioro - Programa de Lavados de la Fig. 22
Fig. 34. Predicción del Deterioro – Programa de Lavados de la Fig. 22
  • 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.
Fig. 35. Listado Detallado de Componentes para Estimado Clase III
Fig. 35. Listado Detallado de Componentes para Estimado Clase III
  • 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.
Fig. 36. Temperatura Ambiente Simulada con EmulaTemp
Fig. 36. Temperatura Ambiente Simulada con EmulaTemp
  • Adición de una interfaz gráfica que permite configurar fácilmente los arreglos de generación (Fig. 17).
  • 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.
Fig. 37. Generación Monte Carlo de Perfiles de Gas Aleatorios MMscfd
Fig. 37. Generación Monte Carlo de Perfiles de Gas Aleatorios MMscfd
  • 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.

Fig. 38. Requerimientos de Compresión de Gas [MMscfd]
Fig. 38. Requerimientos de Compresión de Gas [MMscfd]

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.

Tabla 2. Potencia Especifica por Centro de Compresión
Tabla 2. Potencia Especifica por Centro de Compresión

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.

Tabla 3. Tarifas de Gas y Electricidad
Tabla 3. Tarifas de Gas y Electricidad

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.

Tabla 4. Frecuencias de Mantenimiento
Tabla 4. Frecuencias de Mantenimiento
Tabla 5. Indisponibilidad no Programada Promedio Año
Tabla 5. Indisponibilidad no Programada Promedio Año

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 “Qefectiva” 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.

Tabla 6. Sumario de Costos y Pérdida de Oportunidad del Centro 1
Tabla 6. Sumario de Costos y Pérdida de Oportunidad del Centro 1
Tabla 7. Sumario de Costos y Pérdida de Oportunidad del Centro 1
Tabla 7. Sumario de Costos y Pérdida de Oportunidad del Centro 1

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.

Fig. 39. Resultados de la Emulación - Turbina Centauro
Fig. 39. Resultados de la Emulación – Turbina Centauro

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

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