Suministro de energía eléctrica a las plataformas

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1 Suministro de energía eléctrica a las plataformas Conexión de plataformas de petróleo y gas a las redes eléctricas de territorios continentales Rahul Chokhawala El suministro de energía eléctrica y otras formas de energía consumible comienza con la exploración de las fuentes de energía primaria. Éstas se encuentran a menudo en lugares remotos y su explotación impone considerables retos a las compañías exploradoras. Las plataformas petrolíferas y de gas constituyen un ejemplo significativo de dichos lugares, en los que son fundamentales la seguridad, las limitaciones ambientales y la economía durante el ciclo de vida útil. Con HVDC Light, ABB ofrece la solución más económica con la menor huella ambiental para suministrar energía a estas plataformas. 52

2 El responsable de la explotación de una plataforma tiene dos opciones para suministrar energía a toda la maquinaria local: generar electricidad in situ con turbinas de gas que impulsen generadores, o recibir electricidad desde la costa mediante cables submarinos. Aunque parece lógico utilizar el gas producido en la plataforma para hacer funcionar las turbinas de gas locales, en la mayoría de los casos ésta no es la solución más económica. Las turbinas de gas (TG) son esencialmente motores giratorios que extraen la energía de una corriente de gas caliente producida por la combustión de gas o de fueloil. La potencia en el eje generada de esta forma impulsa los generadores para producir energía. El proceso de producir electricidad conlleva combustión, compresión, intercambio de calor y rotación, lo que supone la necesidad de disponer de un equipo que, además de consumir una gran cantidad de combustible, requiere un considerable esfuerzo de explotación y mantenimiento. Las turbinas de gas que se instalan en alta mar son, por lo general, de ciclo simple, dadas las limitaciones de peso y espacio que imponen las plataformas. Las turbinas de gas de ciclo simple tienen unas eficiencias de conversión de energía notablemente bajas, en especial cuando funcionan por debajo de su capacidad plena, como sucede a menudo. La mejor eficiencia operativa de generación con turbinas de gas es del orden de sólo el %. Considerando la relación ideal de conversión de energía de combustible a electricidad para gas natural normal de 10,8 kwh/m 3, al quemar un metro cúbico de gas natural se producen sólo unos 3 kwh de electricidad, y al mismo tiempo se emiten 2 kg de CO 2. Una plataforma con una capacidad de generación de 100 MW emitiría normalmente más de de CO 2 al año, además de unas 300 de óxido de nitrógeno (NO x ), un gas corrosivo tanto para el medio ambiente como para la salud humana. Los trabajos de explotación y mantenimiento son proporcionales al número de turbinas de gas de la plataforma. No 1 Principales componentes de un sistema HVDC (corriente continua en alta tensión) basado en VSC (convertidor de fuente de tensión) Red de suministro Estación rectificadora en tierra Convertidores electrónicos de potencia en estado sólido De corriente alterna a corriente continua Entrada de corriente alterna desde la red en tierra Cables de corriente continua Estación inversora marina De corriente continua a corriente alterna Salida sintetizada de corriente alterna en la plataforma marina es raro que una plataforma que consuma 100 MW tenga cinco o seis turbinas de gas, dadas las necesidades de duplicación y las aplicaciones individuales que precisan de accionamiento directo por turbinas de gas. Los cables de corriente alterna que transportan energía a las instalaciones de alta mar constituyen una tecnología probada, y normalmente suministran energía a plataformas situadas a decenas de kilómetros. Para mayores distancias, la transmisión por cable en corriente alterna supone un problema, al cobrar importancia distintos aspectos inherentes a los sistemas en corriente alterna. Los cables coaxiales forman capacitancia distribuida que aumenta con la longitud de los cables. En los sistemas de corriente alterna, la capacitancia genera 2 Corriente continua a alta tensión en la plataforma Troll-A de Statoil Red receptora marina energía reactiva, que debe ser compensada, por ejemplo, con compensadores de energía reactiva de punto medio o por compensadores de energía reactiva estáticos. Es necesario evaluar y mitigar los aspectos dinámicos relacionados con cables de corriente alterna a larga distancia. Por ejemplo, la presencia de grandes capacitancias en cables en series con reactancia de magnetización de los transformadores podría producir ferrorresonancia durante la activación de la línea, y también posibles fallos. Además, las caídas momentáneas de tensión debidas a anomalías de la red en tierra se amplifican mientras se propagan por cables largos, disparando posiblemente equipos sensibles en la plataforma marina. Por otra parte, los sistemas de transmisión por cable en corriente continua son inmunes, por lo general, a los inconvenientes asociados a los cables a gran distancia en corriente alterna. En efecto, los sistemas de corriente continua de alta tensión (HVDC) basados en los convertidores de fuente de tensión (VSC) están diseñados para transmitir grandes cantidades de energía por cable a grandes distancias. Así pues, se obvió una importante limitación de distancia 53

3 por cable con la llegada de la transmisión HVDC basada en VSC para las aplicaciones en alta mar [1,2]. La principal diferencia entre la transmisión en corriente continua y en corriente alterna es la presencia de un convertidor de CA a CC que rectifica la red de tierra en CA a CC para la transmisión, y la presencia de un convertidor de CC a CA en el punto de consumo 1. Aunque los convertidores aumentan el coste del sistema en CC, el número de cables precisos se reduce de tres a dos al pasar de CA a CC. Esta reducción, combinada con la menor sección de los cables de CC debido a la inherente mayor eficiencia de utilización, supone un ahorro de coste de cables que puede compensar sobradamente el coste del convertidor a medida que aumenta la distancia de los cables. HVDC Light es un sistema de transmisión por cable que utiliza la tecnología HVDC de ABB basada en VSC. El siste- 3 CAPEX Ventana de oportunidad ma, desarrollado inicialmente para aplicaciones en tierra, se aplicó en 1997 en la isla de Gotland en Suecia, conectando generadores eólicos en el sur a la red de la isla en el norte. Desde entonces se han instalado en el mundo ocho sistemas similares para aplicaciones en tierra, con un total de casi MW y 500 km. La primera versión en alta mar de HVDC Light se implantó en 2005 en el Mar del Norte, en la plataforma gigante de gas Troll-A de Statoil 2. La siguiente aplicación de HVDC Light está prevista en el campo Valhall de BP, también en el Mar del Norte, cuya entrada en servicio está prevista para Los convertidores eléctricos HVDC Light están basados en los semiconductores de potencia de Transistores Bipolares de Puerta Aislada (IGBT) con frecuencia de conmutación de hasta Hz al sintetizar la salida sinusoidal en corriente alterna. Las necesidades de mantenimiento son pequeñas comparadas con una turbina de gas, ya que están determinadas por equipos convencionales, como disyuntores en corriente alterna y sistemas de refrigeración. Desarrollo de un campo El desarrollo de un campo nuevo permite un enfoque original con poco o ningún gasto en demolición o retirada de equipos existentes. El HVDC Light de Troll-A es un excelente ejemplo en el que la necesidad de precomprimir el gas para su transporte por gasoducto aumentó debido a una disminución de presión en el yacimiento en los años anteriores de producción [3]. El nuevo desarrollo de un campo puede necesitar también energía adicional y puede o no requerir trabajos de demolición para retirar los equipos de generación existentes. El HVDC Light de Valhall fue parte de un proyecto de nuevo desarrollo en el que el responsable de la explotación del campo, BP, decidió retirar la turbina de gas existente y depender únicamente de la energía procedente de la costa (), incrementando la capacidad de suministro de energía hasta el valor necesario [4]. Un tercer tipo de nuevo desarrollo consiste en la electrificación de una plataforma o de un grupo de campos. Potencia en MW Transmisión en corriente alterna Transmisión en corriente continua Turbinas de gas Longitud de cable, km La solución óptima Al seleccionar el suministro de energía para una plataforma, el operador debe tener en cuenta distintos criterios: Mejora o ampliación de instalaciones nuevas o reacondicionadas Aplicación de la energía en la plataforma Normativa local Coste de instalación Coste de explotación Aplicaciones Si un compresor funciona mediante un impulso de velocidad variable para alcanzar el objetivo de rendimiento del proceso, un suministro de energía en HVDC, junto con un motor de alta tensión, sería la solución perfecta, como sucedió en el proyecto de precompresión de Troll-A [5]. Una aplicación puede necesitar el arranque directo en línea de los motores 4 Parámetros de gastos operativos (OPEX) durante el ciclo de vida Parámetros de OPEX NCS Precio de la energía al por mayor 46,7 66,7 $/MWh Valor de las ventas de combustible 0,24 0,24 $/Sm 3 Pérdidas en convertidores HVDC Light 4% 4% Pérdidas en cables HVDC Light 4 6% 4 6% Conversión de combustible a electricidad a una eficiencia del 100% 10,8 10,8 KWh/Sm 3 Eficiencia de la turbina de gas 40% 30% Emisión de CO 2 a una eficiencia del 100% 0,21 0,21 Impuesto o valor de cambio de CO 2 56,3 16,7 $/ton Relación de emisión de NO X 0,4 0,4 kg/kwh (en un horizonte de 20 años) 7,5 2,5 $/kg Costes de funcionamiento y mantenimiento de turbinas de gas por unidad de 25 MW [+ WHR (recuperación de calor residual) + ST en NCS] 2,5 1,7 /año Sistema de explotación y mantenimiento HVDC Light (todas las medidas) 0,7 0,7 /año Funcionamiento y mantenimiento de sistema años Tipos de interés (valor actual neto) 7% 7% 54

4 (por ejemplo, en el Valhall de BP). Esto puede suponer simplemente el diseño de un sistema HVDC basado en VSC. Sin embargo, para turbinas de gas y soluciones en corriente alterna, se necesitarían en la plataforma dispositivos como los arrancadores suaves. Normativa local La legislación desempeña un importante papel en la instalación en alta mar de equipos eficientes, seguros y respetuosos con el medio ambiente. En Noruega, la instalación de equipos que aumentan la eficiencia, como las unidades de recuperación de calor residual (WHR) y los generadores de turbinas de vapor (ST), es obligatoria en nuevas instalaciones marinas de turbinas de gas. La mejora de eficiencia necesaria para turbinas de gas de ciclo simple, desde el % normalmente hasta cerca del 40 %, reduce el consumo de combustible y las emisiones de gas de efecto invernadero sometidas a impuestos, pero aumenta los costes de explotación y mantenimiento. La WHR y los ST aumentarán también los gastos iniciales de capital, así como las necesidades de espacio y peso en una plataforma. Estas normativas tienen una influencia claramente favorable en la consideración de. Inversión inicial de capital (CAPEX) En una determinada zona de desarrollo, aplicación y reglamentación local, la estimación de la inversión inicial depende de los factores del sistema primario, es decir, de los MW nominales y de los kilómetros instalados de cable. Juntos forman un patrón para las denominadas ventanas de oportunidad 3. Para una determinada distancia de transmisión, la transición de inversión de capital (CAPEX) entre y turbinas de gas en corriente continua depende en gran medida de la capacidad de alimentación que vaya a instalarse. Con unas mayores necesidades de energía, la opción en corriente continua es más favorable. Mientras que HVDC Light está dimensionada para cubrir cualquier valor (hasta MW), las unidades de turbinas de gas se multiplican en número hasta alcanzar el nivel deseado. Además, los gastos de explotación y mantenimiento de la turbina de gas aumentan con el número de turbinas de gas, pero permanecen aproximadamente al mismo nivel bajo para HVDC Light [6,7]. Cuanto mayores son las distancias, mejor resulta la solución en corriente continua cuando los costes adicionales de conversión se pueden compensar con los menores costes de cable. La evaluación económica de las soluciones competidoras de suministro de energía requiere un conocimiento profundo de los gastos de capital y de otros gastos iniciales, así como de los parámetros que influyen en los gastos operativos del ciclo de vida (LC OPEX), específicos para cada proyecto. Estos costes deben analizarse caso por caso. 5 Costes OPEX durante el ciclo de vida: 100 MW, 100 km, Noruega Costes OPEX durante el ciclo de GT vida - NCS 100 MW, 100 km: Costes de combustible de gas natural o de la electricidad Impuesto de CO Costes de funcionamiento y mantenimiento Costes totales OPEX durante el ciclo de vida A diferencia de los datos CAPEX, patentados, los datos OPEX están ampliamente disponibles en fuentes públicas de datos. Sobre la base de esta gran cantidad de datos publicados es posible efectuar una comparación de LC OPEX para soluciones basadas en turbinas de gas y en. La comparación se efectúa considerando tres grupos de parámetros: 25 MW/50 km, 100 MW/100 km y 250 MW/300 km. Cada uno de estos casos se analiza para Noruega y el promedio. Este último valor se refiere a regiones como la Unión Europea, donde las emisiones de gases de efecto invernadero o la normativa sobre eficiencia son más moderadas y el coste de la electricidad es más alto que en Noruega. Los principales componentes de LC OPEX son los costes de combustible y de mano de obra para explotación y mantenimiento en alta mar. Otros costes están relacionados con los gases de efecto invernadero, en forma de impuestos locales, como en Noruega, o de valor de cambio, como en la Unión Europea. LC OPEX constituye una parte sustancial del coste total y se debe incluir en cualquier cálculo de coste durante el ciclo de vida para los sistemas energéticos en estudio. 6 Costes OPEX durante el ciclo de vida: 100 MW, 100 km, promedio Costes OPEX durante el ciclo de GT vida MW, 100 km: Costes de combustible de gas natural o de la electricidad Impuesto de CO Costes de funcionamiento y mantenimiento 76 8 Costes OPEX totales durante el ciclo de vida OPEX durante el ciclo de vida para Noruega: GT frente a 8 OPEX durante el ciclo de vida para regiones promedio : GT frente a 2500 GT OPEX durante el ciclo de vida: NSC 2500 GT OPEX durante el ciclo de vida: MW MW 55

5 En 4 se relacionan los principales valores de los parámetros OPEX publicados, asociados a dos escenarios locales para soluciones basadas en turbinas de gas y en. Dado que las diferencias entre sistemas de cable en corriente alterna y continua son poco importantes desde el punto de vista de OPEX, los siguientes cálculos utilizan soluciones HVDC Light para representar opciones en corriente alterna y en corriente continua basadas en. Los precios indicados de la electricidad son precios mayoristas, y el valor de cambio de CO 2 para regiones promedio se basa en un horizonte de 20 años. En 5 y 6 se proporcionan valores actuales netos estimados de OPEX para el ciclo de vida en Noruega (NCS) y para el promedio de 100 MW y 100 km. Las cantidades de LC-OPEX son grandes y constituyen claramente el principal componente del coste total de ciclo de vida (CAPEX + OPEX), en especial para nuevos proyectos de desarrollo o de reacondicionamiento. 9 Ahorro de OPEX durante el ciclo de vida con para todos los seis casos Ahorro de OPEX durante el ciclo de vida con NCS M 250 MW, 50 km MW, 100 km MW, 300 km Reducción anual de CO 2 en plataforma con Reducción anual de CO 2 en plataforma NCS 250 MW, 50 km MW, 100 km MW, 300 km En 7 y 8 se presenta LC OPEX en función de la potencia para Noruega y para las regiones promedio. El ahorro en LC OPEX cuando se utiliza en lugar de turbinas de gas es significativo para todos los casos considerados 9. Los ahorros en emisiones en alta mar de gases de efecto invernadero asociados con generación basada en turbinas de gas son también notables utilizando soluciones : una alternativa atractiva Los ejemplos expuestos muestran claramente que el abastecimiento de energía a plataformas desde tierra firme por medio de cables ofrece soluciones altamente económicas y respetuosas con el medio ambiente que, al mismo tiempo, aumentan la seguridad de funcionamiento. Aunque para cada proyecto se necesitan evaluaciones individuales, los casos típicos que se han presentado aquí proporcionan las suficientes indicaciones para considerar seriamente soluciones para instalaciones nuevas y reacondicionadas. Los sistemas HVDC Light de ABB han demostrado sus ventajas, y es de esperar que en el futuro se equipen más plataformas con soluciones. Rahul Chokhawala Antiguo miembro de Automatización de Procesos de ABB Oslo, Noruega 11 Reducción anual de NO X en plataforma con Reducción anual de NO X en plataforma NCS 250 MW, 50 km MW, 100 km MW, 300 km Referencias [1] Hyttinen, M.; Lamell, J.-O.; Nestli, T. (2004). New application of voltage source converter (VSC) HVDC to be installed on the gas platform Troll A. CIGRE [2] Chokhawala, R.; Maland, A.; Nestli, T. (2004). DC transmission to offshore installations. The Journal of Off-shore Technology, 12, páginas [3] Nestli, T. F.; Stendius, L.; Johansson, M. J.; Abrahamsson, A.; Kjaer, P. C. Nueva tecnología de suministro eléctrico para la plataforma Troll. Revista ABB 2/2003, páginas [4] Gilje, S.; Carlsson, L. (2006). Valhall Re-development project, power from shore. ENERGEX [5] Eriksson, G. Motorformer. Revista ABB 1/2001, páginas [6] Power transmission from shore to offshore platforms. (Noviembre de 2002) Norwegian Water Resource and Energy Directorate (NVE) and Oil Directorate (OD) report. [7] Laird, B.; Holm, M.; Hauge, F. (Mayo de 2007). Electrification of offshore platforms. Bellona Foundation report. 56

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