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MEJORA DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA Y EFICIENCIA TERMODINÁMICA DEL CENTRO OPERACIONAL DE CHINCHA.

Sergio Antonio Muñoz Pinzón. Asesor de Abastecimiento y Logística. CONTUGAS Lima-Perú, Mayo de 2014

1. Introducción

El Grupo de Energía de Bogotá está comprometido a nivel global con desarrollo y gestión

sostenibles. Contugas como parte de este grupo empresarial está adherida al pacto global de las

Naciones Unidas y al cumplimiento de sus principios [1]. El principio noveno establece que “Las

empresas deben favorecer el desarrollo y la difusión de las tecnologías amigables con el medio

ambiente.”, los beneficios clave de estas tecnologías son: reducir el uso de materias primas

incrementando la eficiencia, innovación tecnológica creando nuevas oportunidades de negocio e

incrementando la competitividad de la empresa, se pueden aplicar a la mayoría de las compañías

con beneficios ambientales y económicos al largo plazo [2]. Para garantizar el cumplimiento de

este principio Contugas implementa dentro de sus políticas y su gestión objetivos de ecoeficiencia

y se asegura que en la estrategia de negocio y en las decisiones de inversión se evalúen y tomen

en consideración variables ambientales como: desempeño energético, gestión de residuos,

consumo de agua, protección de la biodiversidad y cambio climático [3] y promueve dentro de las

bases del Primer Premio a la Innovación el respecto por estas políticas y por el medio ambiente

[4].

En esta propuesta se presenta una idea que permitiría mejorar la eficiencia energética y la

eficiencia termodinámica de las estaciones de regulación de Contugas, el autor considera que

considerando la ubicación de las estaciones es más factible su implementación en el Centro

Operacional de Chincha dado que la tubería de transporte está muy cerca de la red de distribución

de baja presión, aunque se podría analizar su implementación en otros lugares del sistema de

Contugas. Se propone instalar un sistema de generación en ciclo combinado en estas estaciones

que genere energía eléctrica a partir de la energía disponible en el flujo de gas de alta presión

mediante una turbina de expansión, y la utilización de celdas de combustible o turbinas de

generación a gas en lugar de calentadores de combustión. El sistema actual se mantendría como

respaldo del sistema propuesto, la energía eléctrica generada podría ser comercializada a través

del distribuidor local de energía eléctrica o mediante el sistema eléctrico interconectado nacional

SEIN peruano algunas de cuyas líneas de transmisión han sido concesionadas a empresas del

grupo GEB, figura 1. Propuestas similares se han planteado en Canadá en ciudades como Toronto y

Saskatoon.

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Figura 1. Sistema eléctrico interconectado nacional, Departamento de Ica. SEIN [5].

2. Situación actual

Las redes de transporte de gas natural utilizan extensos gasoductos que operan a muy altas

presiones. Estas presiones se requieren para mantener un alto flujo en el sistema. Las redes de

distribución hacia los hogares y comercios, sin embargo, usan niveles de presión más bajos por

seguridad y para adaptarse a los equipos del consumidor. En la actualidad la presión es reducida

en una estación de regulación para adecuarse a la red de distribución. A medida que la presión se

reduce, el gas se enfría naturalmente por el efecto refrigerante de la expansión. Para evitar que el

sistema y la tubería sufran congelamientos, el gas debe calentarse antes de que fluya a través del

proceso de expansión. Tradicionalmente la energía disponible es desperdiciada en el proceso de

regulación, y en las calderas o calentadores basados en combustión que suministran el calor

requerido por el proceso [6]. La situación descrita anteriormente se ajusta perfectamente con el

proceso que se realiza en el Centro Operacional de Chincha el cual se presenta en la figura 2.

Figura 2. Situación actual en calentamiento y regulación [7].

COCH-CL-201/202

COCH-SO-501

COCH-UM-501 COCH-CL-501

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En el párrafo anterior FCE discute acerca de energía desperdiciada en el proceso de regulación, por

el principio de conservación de la energía sabemos que la energía en realidad no se destruye sino

que sufre transformaciones, lo que significa que la energía antes y después de la regulación es la

misma por lo que el proceso es modelado como isoentálpico, la segunda ley sin embargo evidencia

que no todas las clases de energía son de igual “calidad”, el gas que fluye dentro de una tubería de

transporte posee energías de diferentes tipos, cinética, interna, química, y además también puede

realizar un trabajo de flujo, el proceso de regulación no aprovecha la energía disponible en la

corriente de gas para generar un trabajo útil sino que genera un incremento en la entropía de la

misma desaprovechando una oportunidad para extraer potencia a través de un motor o turbina de

expansión por lo que a pesar de la energía que contiene la corriente de gas aguas debajo de la

regulación es la misma que la que se tiene aguas arriba, esta es de menor calidad.

El Centro Operacional de Chincha COCH ha sido diseñado para manejar un flujo nominal Q de

43,70 MMSCFD o 51559,07 m3/h de gas natural con esta composición y características [8]:

Tabla 1. Propiedades del gas de Camisea

3. Propuesta de innovación a través de la mejora de la eficiencia energética y eficiencia termodinámica del centro operacional de chincha.

3.1 Turbina de expansión

Se propone en este documento aprovechar la disponibilidad de la energía, mediante un turbo

expansor que incrementará la eficiencia energética y termodinámica. El proceso actual 1-2-4 se

calienta el gas de manera indirecta a través 1-2 y posteriormente se estrangula 2-4; el proceso

propuesto con el fin de aprovechar la expansión y el calentamiento es 1-2-3-4, el calor necesario

para llevar el gas en el proceso 1-2-3 sería extraído de los gases de escape de la celda de

combustible y posteriormente sería transformado en trabajo mecánico en una turbina de

expansión en el proceso 3-4. Los anterior se grafica para un más fácil entendimiento en un

diagrama h-s en la figura 3.

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Figura 3. Diagrama h-s de los procesos y estados termodinámicos en Metano

De manera que se pueda ver el potencial de generación de energía se ha realizado una corrida del

proceso con los datos disponibles.

Tabla 2. Estados termodinámicos del gas natural

Estado Temperature Pressure Density Enthalpy Entropy

(K) (MPa) (kg/m³) (kJ/kg) (kJ/kg-K)

1 300 11 97,861 737,29 3,7538

2 324,75 11 84,208 812,25 3,994

3 420 11 57,798 1079,7 4,7168

4 287,84 2 15,573 812,25 4,7168

4’ 305,66 2 14,518 852,37 4,852

Estándar, 0 298,15 0,10133 0,72609 855,87 6,2443

Para el cálculo de la potencia que generaría la turbina se ha considerado una eficiencia

isoentrópica del 85% [9], el salto entálpico en la turbina 3-4’ sería de 227,33 kJ/kg, entonces la

potencia sería igual al salto entálpico por el flujo de masa.

�� � �� ∙ ∆� � � ∙ ∙ ∆� � 0,72609��

��� 51559,07

��

�� 227,33

��

��

�� � 8.510.434��

�� 2364

��

�� �, � !"

Sería posible extraer alrededor de 2,36 MW de energía eléctrica en la turbina, adicional a la

energía extraída en las celdas o la turbina de gas.

3.2 Celdas de combustible

El nuevo esquema del proceso se representa de manera simplificada en la figura 4, dado que el

combustible por excelencia para las celdas de combustible es el hidrógeno, es necesario reformar

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previamente el gas natural compuesto principalmente por metano y etano añadiendo agua en un

reformador externo o mediante la utilización de celdas con reformado directo descomponiendo el

gas natural en H2, CO y CO2. Debido que el combustible es un hidrocarburo es necesario utilizar

celdas que no sean envenenadas por los compuestos de carbono.

Figura 4. Proceso con celdas de combustible [10].

El cálculo de la potencia generada por las celdas es mucho más complejo y requiere un análisis de

ingeniería de las reacciones químicas, sin embargo se incluye en esta propuesta una estimación

basada en los datos publicados por uno de los fabricantes de celdas de combustible con

reformado directo, un ejemplo de este modelamiento ha sido realizado por Gonzales [11].

Se requiere una celda que pueda suministrar el calor requerido previo a la expansión, 1-2-3, que

equivale a un incremento entálpico de 342,41 kJ/kg que equivalen a 3,56 MW de potencia de

calentamiento. La celda de combustible podría generar hasta 4,56 MW y demandaría un flujo de

gas de 0,85 MMSCFD de gas natural con una potencia calorífica equivalente a 10,17 MW. En

resumen la planta generaría hasta 6,92 MW de energía eléctrica con una eficiencia combinada de

68%.

Tabla 3. Análisis DOFA Celdas de Combustible

DEBILIDADES

Tecnología nueva

Vida limitada de las celdas.

No es el objeto social de Contugas el desarrollo de este proyecto

sin embargo lo beneficia porque se incrementa el consumo en

Chincha.

Alto costo de capital, se requieren subsidios del Estado para

sacar adelante los proyectos.

OPORTUNIDADES

Desarrollo y oportunidad de adquirir el know-how de una

tecnología de generación de energía no convencional.

Posicionar al grupo GEB a la vanguardia en tecnologías de

generación

Desarrollar el proyecto a través de una empresa que tenga

dentro de su objeto social la generación de energía eléctrica

como EEBIS o alguna otra del GEB.

Incrementar el consumo de gas de Contugas.

FORTALEZAS

Elevada eficiencia energética y termodinámica, aprovechamiento

del gasto energético en combustión que actualmente se utilizaría

únicamente para calentamiento.

Se puede instalar en el COCH de propiedad de Contugas.

El gas adicional al consumo actual calculado para calentamiento

se pagaría a tarifa de generadora eléctrica.

Equipos paquetizados, fácil instalación y montaje.

AMENAZAS

La cogeneración ni la recuperación de energía con Celdas de

Combustible aún no está regulada.

Falta de suministro y/o transporte de gas natural.

Posible Contaminación en el gas, azufre y otros gases podrían

envenenar la celda de combustible.

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3.3 Turbina de gas

El esquema del proceso propuesto con turbina de gas se presenta en la figura 5.

Figura 5. Proceso propuesto con turbina de gas

Para el nivel de potencia requerido las turbinas de gas presentan eficiencias de inferiores al 30%,

la cual se puede incrementar al usarlas en combinación con la turbina de expansión. Se propone

usar una turbina de gas que genera 3,515 MW [12], los gases de escape de esta turbina salen a

445°C, parte de esta energía (3,56 MW) sería recuperada en un intercambiador de calor y los gases

saldrían a la atmosfera a 267°C, la eficiencia combinada de la turbina de gas y turbina de

expansión sería entonces 46,67%, y demandaría un flujo gas natural de 1,052 MMSCFD con una

potencia calorífica equivalente de 12,61MW.

La planta generaría en total 5,875MW.

Tabla 4. Análisis DOFA Turbina de Gas

4. Presupuesto de inversión estimado

4.1 Celda de combustible.

Para calcular el presupuesto se utilizarán la información publicada por FCE-Enbridge para una

planta de 2.2 MW con un costo de inversión de 8,2 MMUSD instalada y operando desde 2008 en la

DEBILIDADES

No es el objeto social de Contugas el desarrollo de este proyecto

sin embargo lo beneficia porque se incrementa el consumo en

Chincha.

Dado que se usa combustión es menos verde que las celdas de

combustible, se generan emisiones no deseadas como NOx y

compuestos de carbono parcialmente oxidados.

Dado que se utilizarán dos turbinas se deberá contemplar el uso

de aislamiento acústico.

Costo significativo del mantenimiento de la turbina de gas, dado

que opera a altas temperaturas.

OPORTUNIDADES

Desarrollo y oportunidad de adquirir el know-how de una

tecnología de aprovechamiento y recuperación de energía en las

estaciones de regulación de presión.

Posicionar al grupo GEB a la vanguardia en tecnologías de

recuperación de energía.

Desarrollar el proyecto a través de una empresa que tenga

dentro de su objeto social la generación de energía eléctrica

como EEBIS o alguna otra del GEB.

Incrementar el consumo de gas de Contugas.

FORTALEZAS

Tecnología madura

Alta eficiencia energética y termodinámica, aprovechamiento del

gasto energético en combustión.

Se puede instalar en el COCH de propiedad de Contugas.

El gas adicional al consumo actual calculado para calentamiento

se pagaría a tarifa de generadora eléctrica.

Equipos paquetizados, fácil instalación y montaje.

Regulación establecida [13][14].

AMENAZAS

Falta de suministro y/o transporte de gas natural.

Posible Contaminación en el gas, azufre y otros gases podrían

envenenar la celda de combustible.

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ciudad de Toronto en Canadá [15], aunque no es lo más conveniente dado que es el único dato

público al momento de escribir esta propuesta se extrapolará ignorando las posibles economías de

escala con un valor de 3,73 MMUSD/MW, lo que implica un CAPEX aproximado de 25,81 MMUSD.

4.2 Turbina de gas

Para la turbina propuesta se tiene un costo del paquete de generación de 1,7 MMUSD [16] valor

consistente con el reportado por Gonzales [11], se estima un costo del intercambiador de calor de

0,3 MMUSD y un costo para la turbina de expansión de 1,8 MMUSD, equipo de acondicionamiento

eléctrico 0,14 MMUSD, el costo de instalación y montaje para las dos turbinas y el intercambiador

se estima en 0,7 MMUSD, para un CAPEX de 4,64 MMUSD.

5. Plan y cronograma de implementación

Se calcula un tiempo de máximo 2 años para la culminación del proyecto, incluyendo 3 meses para

el desarrollo de la ingeniería y colocación de las órdenes de compra a los proveedores de equipos

paquetizados. Simultáneamente al suministro se deberán adelantar las obras civiles, mecánicas y

eléctricas que sean requeridas.

6. Beneficios estimados

En la actualidad se debe calentar el gas 1-2, lo que representa un costo en el combustible que

consumen los calentadores indirectos de combustión, esta energía no se recupera actualmente de

ninguna forma como trabajo. Se propone que el gas necesario para calentar a través de los

procesos 1-2 y 2-3 sería procesado en una celda de combustible que extraerá energía eléctrica

mediante un proceso electroquímico.

El flujo positivo por ingresos por generación sería el obtenido por la energía eléctrica, para eso se

han considerado las tarifas en barra para generadores publicadas por el OSINERG para mayo de

2014 en la barra de Lima, el precio en las barras de Ica puede variar ligeramente [17].

Tabla 5. Tarifas para generación de energía eléctrica.

Tarifa en Barra

PPM PEMP PEMF

Al 04/05/2014 S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h

Lima 17,69 12,11 10,96

Precios Licitados

PPL PELP PELF

Al 04/05/2014 S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h

Lima 18,08 16,25 13,11

6.1 Celdas de combustible

El modelo peruano contempla un pago adicional por generar en horas punta (horas pico), para el

cálculo del ingreso anual se consideraran 3 horas punta y 21 horas fuera de punta en el día. Se

consideraran 350 días de generación en el año, dejando 15 para mantenimientos; esta

consideración es bastante conservadora dado que la turbina y las celdas presentan

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disponibilidades mucho mayores. Tenemos entonces una tarifa diaria de 266,49 ctm. S/./kW.h, el

tipo de cambio al 21 de mayo de 2014 publicado por la SBS es 2,79 S/. por USD, la tarifa diaria es

entonces expresada en dólares americanos 0,95516 USD/kW-día, el ingreso anual para la empresa

generadora (350 días) es 2.316.580,53 USD.

Para el cálculo del OPEX, se tiene como principal gasto el flujo de gas a transformar en las celdas

más los costos de mantenimiento, para evaluar el gasto adicional en gas tenemos que restar el

consumo de gas utilizado en los calentadores actuales que es de 11000 SCFH [18] o 0,264

MMSCFD, el consumo de gas adicional al actual es 0,585 MMSCFD, con una tarifa para generación

de 2.813,06 USD/MMSCF que no incluye el margen de distribución para Contugas1, se tiene un

OPEX de 575.829,22 USD anual (350 días), entonces el retorno total para el grupo GEB es

(2.316.580,53 -575.829,22) = 1.740.751,31 USD Anual

6.2 Turbinas de gas

Usando las mismas tarifas que en el caso anterior, el ingreso anual por generación (350 días) es

1.964.047,75 USD

Para el OPEX de la turbina a gas se tiene el gasto por consumo de gas adicional (0,788 MMSCFD) al

utilizado en los calentadores actuales y se incluirá una provisión del diez por ciento anual del valor

del paquete de generación y turbina de gas para el mantenimiento mayor (170.000 USD). El OPEX

por consumo de gas es 775.841,95 USD, el OPEX total es 945.841,95 USD.

El retorno anual es 1.018.205,80 USD para el GEB.

7. Análisis Económico - Financiero

Dado que es evidente que para las celdas de combustible el retorno es muy bajo versus el CAPEX

inicial no se analizó financieramente esta anualidad.

En el caso de las turbinas se obtiene un valor presente neto positivo al año 7 con una tasa de

descuento del 12%.

Tabla 6. Evaluación financiera, turbina de gas.

TURBINA A GAS Período

Tasa 0,12 1 2 3 4 5 6 7

Flujos -4,64 1,018 1,018 1,018 1,018 1,018 1,018 1,018

VPN 0,005904157 >0

8. Conclusiones

Se han realizado estimaciones y cálculos con base en la poca información y tiempo disponibles

para elaborar esta propuesta, se ha usado un poder calorífico inferior por debajo del actual del gas

de Camisea, y se han castigado los valores para las inversiones en el caso de la turbina de gas y las

celdas de combustible, se ha considerado una baja disponibilidad del 95%. Estas consideraciones

influyen en el análisis financiero y económico del proyecto el cual es viable para el caso de las

1 Tarifas calculada de suministro Pluspetrol y transporte TGP para Egesur S.A. con base en información entregada por el área de

Regulación de CONTUGAS

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turbinas a gas, en el caso de las celdas de combustible no es viable, el proyecto de FCE-Enbridge

contó con aportes del gobierno de Canadá para promover el uso limpio y eficiente de la energía

[10], en el caso peruano habría que gestionar con el Estado el otorgamiento de esos estímulos

para poder implementar el uso de celdas de combustible. Es necesario además realizar análisis de

ingeniería detallados para diferentes condiciones de operación. Implementando propuestas de

innovación que conduzcan a la mejora de la eficiencia energética se cumplen las políticas y

compromisos adquiridos por el Grupo de Energía de Bogotá con la certificación ISO 50001 [19],

con sus grupos de interés, con el medioambiente, y con la sociedad.

Los cálculos preliminares muestran que es incluso posible mejorar las eficiencias de la planta

generadora expandiendo el gas natural a temperaturas por debajo de la ambiental y encima de la

temperatura de formación de hidratos o condensados utilizando un intercambiador de calor post-

expansión que soporte estas temperaturas, la turbina de expansión está en capacidad de operar

desde -270°C a 500°C por lo que no tendría inconveniente. Este “frío” se podría utilizar para aire

acondicionado o para bajar aún más la temperatura de los gases de escape de la celda de

combustible o turbina de gas entregados a la atmósfera.

Referencias

[1] Grupo Energía de Bogotá (2014). Política de Responsabilidad Global, Actualización II.

[2] United Nations. Global Compact Principle 9. Consultado de

http://www.unglobalcompact.org/AboutTheGC/TheTenPrinciples/principle9.html

[3] Grupo Energía de Bogotá (2013). Política Ambiental Corporativa, Actualización 2.

[4] Contugas (2014). Primer Premio a la Innovación.

[5] COES-SINAC (2013). Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Mapa digital consultado de

http://www.coes.org.pe/wcoes/coes/infoperativa/mapasein.aspx

[6] FuelCell Energy, Inc. Multi-MW DFC-ERG. Consultado de http://www.fuelcellenergy.com/products-services/products/multi-

mw-dfc-erg/

[7] CONGAS-CONSORCIO IG (2010). Diagrama de Flujo de Proceso (PFD) Centro Operacional Chincha. Plano DLY-PL-P-TS-502-

CO_CH.

[8] TRANSCOGAS-CONSORCIO IG (2009). Simulación hidráulica del sistema de transporte de gas natural en el departamento de

Ica-Perú, mediante la utilización del software Pipeline Studio. Documento DLY-IN-P-001.

[9] GE Oil & Gas. Turboexpander-Generators for natural gas applications

[10] FuelCell Energy. DFC-ERGTM

, Direct Fuel-Cell Energy Recovery GenerationTM

[11] Gonzales, Raúl (2006). Modelamiento termodinámico y electroquímico de un sistema de generación Combinada con celdas

de combustible del tipo Sofc y turbina a gas, Tesis de Pregrado. Universidad Nacional de Ingeniería- Facultad de Ingeniería

Mecánica

[12] Solar Turbines. Centaur 40 Gas Generator Set.

[13] Ministerio de energía y minas-Perú (2006). D.S. N° 037-2006-EM Sustitución Reglamento de coqeneracion

[14] Ministerio de energía y minas-Perú (2007). D.S. Nº 082-2007-EM Modifican Reglamento de coqeneracion

[15] HydroGen, L. L. C. (2008). FCE, Enbridge power up first DFC-ERG system. Fuel Cells Bulletin.

[16] NYE Thermodynamics Co. Gas Turbine Prices by Output. Consultado de http://www.gas-turbines.com/trader/outprice.htm

[17] OSINERGMIN (2014). Procedimiento de Fijación de Precios en Barra Periodo Mayo 2014 - Abril 2015. Consultado de

http://www2.osinerg.gob.pe/ProcReg/TarifasBarra/PrcdmntoFjcionPrciosBrraPrdoMyo2014Abril2015.htm

[18] Heatec INC. (2012). Process and Instrumentation Diagram Page 1 (Heater Skid) HCI 4010-30-G, Plano 11312-PID-PG1.

[19] Riaño, Jorge y Grupo Energía de Bogotá (2013). EEB la más eficiente en el uso de la energía en Colombia. Comunicado de

prensa