C C. Vásquez W. Muñoz Petróleos de Venezuela S.A. Ciclo Combinado, Generación Eléctrica, PIGAP, Turbinas de Gas, Turbinas de Vapor.

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1 III CONGRESO VENEZOLANO DE REDES Y ENERGÍA ELÉCTRICA Comité Nacional Venezolano Marzo 2012 C1-110 ESTUDIO DE FACTIBILIDAD DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ASOCIADA A LAS TECNOLOGÍAS DE COMPRESIÓN EN PLANTAS DE INYECCIÓN DE GAS A ALTA PRESIÓN. C. Vásquez W. Muñoz Petróleos de Venezuela S.A. RESUMEN Las plantas de inyección de gas a alta presión (PIGAP) utilizan dos tecnologías de accionamiento motriz para la compresión del gas que es inyectado al yacimiento a los fines de mantener su nivel energético: Turbinas a Gas y Motores Eléctricos. En este trabajo se evalúa, para cada tecnología de compresión, el potencial de generación de energía eléctrica asociada considerando la instalación de turbogeneradores a vapor para el aprovechamiento de los gases exhaustos en la opción de compresión con turbinas o la utilización del gas (disponible de la opción anterior) para generación mediante un ciclo combinado bajo el escenario de compresión con motores eléctricos. La finalidad de la evaluación es seleccionar mediante un análisis técnico/económico la tecnología de accionamiento motriz a implementar en nuevas Plantas de Inyección, considerando la variable Generación. La metodología aplicada consiste en la determinación de ecuaciones polinómicas para la estimación del potencial de generación de energía eléctrica de acuerdo al combustible disponible (Gas/Calor) para PIGAP de diferentes capacidades, el cálculo de la carga eléctrica asociada y la energía disponible para exportación al sistema de transmisión garantizando la autosuficiencia de la Planta. Esto permite determinar cual opción aporta mayores beneficios desde el punto de vista técnico y a su vez realizar una evaluación económica fundamentada en el análisis de los ingresos por venta de energía, la inversión requerida, costos del combustible, así como los costos por operaciones y mantenimiento. Los resultados obtenidos en el estudio demuestran que la tecnología de accionamiento motriz con motores eléctricos junto con la implantación de un proyecto de generación termoeléctrica en ciclo combinado es más ventajoso y con lo cual se garantiza el uso eficiente del gas como fuente primaria. PALABRAS-CLAVE Ciclo Combinado, Generación Eléctrica, PIGAP, Turbinas de Gas, Turbinas de Vapor. Maturín Edo. Monagas, +58 (424) , vasquezcp@pdvsa.com

2 INTRODUCCION Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) dispone de plantas de inyección de gas a alta presión (PIGAP), con el objetivo de brindar el servicio de compresión e inyección de gas natural para la recuperación secundaria del crudo en el yacimiento, incrementando por consiguiente su nivel energético y así mantener los volúmenes de producción de crudo requeridos [1]. Fig. 1 Proceso de inyección de gas en un pozo productor de petróleo. Estas plantas pueden utilizar dos tecnologías de accionamiento motriz para la compresión del gas: turbinas de gas y motores eléctricos. La tecnología de turbinas de gas tiene la desventaja el requiere grandes volúmenes de gas para su alimentación, siendo ésta adicional a la volumetría de gas a inyectar en el yacimiento. La tecnología que usa motores eléctricos por su parte representa una demanda de energía eléctrica significativa al sistema de transmisión, debido a la potencia al freno de diseño requerida por el compresor. Lo antes expuesto plantea la necesidad de evaluar ambas tecnologías de accionamiento a implementar en nuevas PIGAP mediante un análisis técnico/económico, incluyendo en la evaluación una nueva variable, específicamente el potencial de generación de energía eléctrica asociado, esto con la finalidad de seleccionar la tecnología de compresión que garantice maximizar el uso eficiente del gas como fuente primaria, asegurando a su vez el cumplimiento de los compromisos de recuperación del crudo en el yacimiento. Esta variable generación se analiza considerando la instalación de turbogeneradores a vapor para el aprovechamiento de los gases exhaustos si la compresión se realiza con turbinas o generación con ciclo combinado, bajo el escenario de compresión con motores eléctricos, para lo cual se utilizaría el gas que ya no será utilizado en la turbina de compresión (ver figura 1) Fig. 2 Tecnologías de Accionamiento Motriz y Generación Eléctrica asociada en PIGAP. 2

3 PLANTAS DE INYECCIÓN DE GAS A ALTA PRESIÓN Las plantas de inyección de gas a alta presión tienen como objetivo brindar el servicio de compresión e inyección de gas natural de manera eficiente y segura para la recuperación secundaria en los pozos del yacimiento. Como referencia para este trabajo se consideró la planta PIGAP II, perteneciente a la División Punta de Mata de la DEP Oriente de PDVSA. Esta está conformada por ocho (08) turbinas GENERAL ELECTRIC, modelo MS-5002C de ciclo simple a gas. Cada turbina maneja una potencia mecánica nominal (ISO) de HP y requiere un consumo de combustible promedio de 7 Millones de Pies Cúbicos de Gas Natural Diario (MMPCGND) para su funcionamiento. El tren de compresión consiste en tres (03) etapas que aumentan la presión del gas de PSI en la succión hasta PSI en la descarga, manejando 180 MMPCGND por compresor, para un total de la Planta de MMPCGND. Los gases calientes producidos en la combustión son liberados a la atmósfera por los tubos de escape a una temperatura aproximada de 517 C y por cada turbina una energía estimada en Millones de BTU Diario (MMBTU/D) [2]. El valor del poder calorífico del gas que se considerará en el estudio, se determinó mediante una cromatografía del gas el valor de 982 BTU/PC realizado en el Campo Carito de la División Punta de Mata. Otro aspecto importante en las PIGAP nuevas o existentes corresponde a la carga eléctrica asociada, la cual dependerá del tipo de tecnología de accionamiento motriz utilizado en la compresión. En el caso de compresión con turbinas de gas la carga corresponde a servicios auxiliares (lubricación, iluminación, entre otras). La ecuación (1) muestra la forma de obtener los MW de Servicios. P L( TG) N PM ( TG) FSA FISO En Sitio (1) Donde: N: Número de unidades. P M(TG) : Potencia mecánica de la turbina de gas (HP). F SA : Factor de carga eléctrica por servicios auxiliares (MW/HP). F ISO-In Site : Factor ISO-En Sitio (Adimensional). P L(TG) : Potencia de carga de la turbina de gas. El factor de carga eléctrica por servicios auxiliares (F SA ), es una relación de los MW de servicios por los HP de consumo (valor estadístico). Para la compresión con motores eléctricos, se aplica la siguiente ecuación para el cálculo de la carga eléctrica de los motores. Donde, P L( ME) 6 N PM FISO En Sitio MW HP (2) N: Número de unidades. P M : Potencia de salida del motor (HP). E: Eficiencia de los motores eléctricos (Adimensional). P L(ME) : Potencia de carga del motor. E POTENCIA ELÉCTRICA A GENERAR EN PLANTAS TERMOELÉCTRICAS A VAPOR. La potencia eléctrica generada en función de la energía liberada aprovechable por cada turbina de compresión en forma de calor expresada en MMBTU/D, se puede determinar aplicando la metodología simplificada mostrada en la Fig. 3. 3

4 Fig. 3 Metodología para obtener la potencia generada MW en función de MMBTU/D. Es importante considerar que para la aplicación de esta metodología, se tiene como premisa que la eficiencia eléctrica típica del sistema es del 25% [3] como se observa en la Fig. 4. GASES DE ESCAPE 100% GENERACION ELECTRICA 25% PERDIDAS EN LA CALDERA PERDIDAS EN EL CONDENSADOR Y 15% EQUIPOS ASOCIADOS 55% OTRAS PERDIDAS Fig. 4 Distribución de energía de una turbina de vapor típica. Por medio del desarrollo del esquema de la Fig. 3, se obtuvo la siguiente ecuación. 5% MMBTU 0,293 Wxh 1 D D E( TV ) BTU 24 h PG ( TV ) ETV (3) Donde, P G(TV) : Potencia eléctrica generada por el turbogenerador de vapor. E TV : Energía térmica de combustible de la turbina de vapor (MMBTU/D). E (TV) : Eficiencia eléctrica de la turbina de vapor (Adimensional). POTENCIA ELÉCTRICA A GENERAR EN PLANTAS TERMOELÉCTRICAS DE CICLO COMBINADO. En los ciclos combinados, la potencia eléctrica generada puede obtenerse en función de la volumetría de gas disponible expresada en MMPCGND aplicando la metodología de la Fig. 4. Fig. 5 Metodología para obtener la potencia generada MW en función de MMPCGND. De la figura anterior se deduce la siguiente ecuación para determinar la potencia generada. P G( CC) MMPCGND P BTU C VGN 1000 PC (4) E BTU 24 h CC kwh 1 D 4

5 Donde, V GN : Volumetría del gas normal diario (MMPCGND). P C : Poder calorífico del gas natural (BTU/PC). E CC : Energía térmica de combustible de un ciclo combinado (BTU/kWh). P G(CC) : Potencia eléctrica generada de un ciclo combinado. ECUACIONES POLINÓMICAS PARA CALCULAR LA POTENCIA A GENERAR DE ACUERDO AL COMBUSTIBLE DISPONIBLE (CALOR/GAS). Para el desarrollo de una ecuación polinómica que permita estimar la potencia eléctrica MW en función de los MMBTU/D de energía liberada de los gases de escape, se requiere obtener inicialmente la potencia eléctrica que se puede generar con la ecuación 3, tomando como base los datos de PIGAP II, con configuraciones de una a ocho turbinas de gas con la finalidad de establecer el rango tanto menor como mayor de los modelos comerciales de turbinas de vapor a considerar. Basado en lo anterior, en la tabla I se muestran los resultados del requerimiento de combustible MMBTU/D para la generación de energía eléctrica, usando la ecuación 3 y tomando modelos comerciales de SIEMENS [4]. Tabla I. MMBTU/D en función de los MW de las turbinas de vapor SIEMENS. Modelo Generación Eléctrica MMBTU/D SST SST SST SST SST Una vez obtenidos los datos presentados en la tabla anterior, se determinó la ecuación polinómica para la potencia eléctrica generada en MW en función de la energía liberada de los gases de escape en MMBTU/D, utilizando el software Matlab (método de regresión). F 3 3 G( TV ) 1, , EF ( TV ) (5) Donde, E TV : Energía térmica combustible de la turbina de vapor (MMBTU/D). F G(TV) : Potencia eléctrica generada en la turbina de vapor. Para el caso de los Ciclos Combinados (CC) se requirió aplicar en primera instancia la ecuación 2 para obtener la volumetría de gas necesaria (MMPCGND), tomando datos de los modelos comerciales de CC GENERAL ELECTRIC [6]. En la siguiente tabla se muestran los resultados obtenidos. Tabla II. MMPCGND en función de los MW Ciclos Combinados GE. Modelo Potencia Eléctrica (BTU/kWh) (MMPCGND) 6C ,29 6FA ,88 7EA ,60 7FA ,04 7H ,61 Con los valores de Potencia Eléctrica y Volumetría de Gas requerida por el Ciclo Combinado de la tabla II, se obtuvo la ecuación polinómica para calcular los MW generados en función de los MMPCGND disponibles a través del MATLAB. F V 3, V 2 G( CC) 15, ,73273 GN 10 GN (6) 5

6 Donde, V GN : Volumetría del gas normal diario (MMPCGND). F G(CC) : Potencia eléctrica generada en el ciclo combinado. POTENCIAL DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN FUNCIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE COMPRESIÓN EN PIGAP. El potencial de generación y la carga eléctrica asociada a la planta dependerá de la tecnología de compresión empleada (ecuaciones 1, 2, 5 y 6). En la Tabla III se hace una comparación de la cuantificación de generación, la carga asociada y los excedentes para exportación en función de la tecnología de compresión y disponibilidad del combustible en plantas de inyección de 180 MMPCGND hasta MMPCGND, es decir, desde 1 hasta 8 unidades de compresión de HP ISO. Tabla III. Potencia eléctrica generada, carga asociada y excedentes de generación. Tecnología Turbinas de gas Motores Eléctricos Generación Turbina de Vapor Ciclo Combinado Número de Compresores E TV (MMBTU/D) P G P L P G V GN (MMPCGND) P G P L P G ,35 0,90 12, ,09 23,87 26, ,71 1,80 24, ,02 47,74 41, ,06 2,70 37, ,82 71,61 60, ,41 3,60 49, ,49 95,48 83, ,76 4,50 62, ,04 119,36 109, ,12 5,40 74, ,45 143,23 140, ,47 6,30 87, ,72 167,10 174, ,82 7,21 99, ,87 190,97 212,90 Los resultados obtenidos en la Tabla III muestran que la tecnología de accionamiento motriz con generación termoeléctrica de ciclo combinado es la opción que permite disponer de mayores excedentes de energía eléctrica para exportación a la red y por consiguiente se hace un mejor uso del gas como fuente primaria. EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN FUNCIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE COMPRESIÓN EN PIGAP. La evaluación económica tiene como objetivo determinar la rentabilidad o ganancia anual por venta de energía considerando todos los ingresos y costos asociados a cada opción de generación contemplada, por lo cual se requirió determinar las siguientes variables: Inversión Requerida Existen índices que permiten estimar la inversión necesaria para la implantación de un proyecto de generación de energía eléctrica en función de la capacidad de diseño de la instalación y la tecnología a implementarse. Para las plantas de generación termoeléctrica con turbina de vapor el costo total de la inversión puede situarse entre 405 y US$/kW mientras que para las plantas de generación termoeléctrica de ciclo combinado, el costo total de la inversión está en el orden de los 567 a US$/kW [7]. 6

7 Ahora bien, tomando la experiencia reciente en Venezuela, específicamente la Planta Alberto Lovera (PAL) de 300 MW con un costo de 367,78 MMUS$, se consideró la utilización del índice mayor indicado anteriormente para ambas tecnologías, es decir, 1215 US$/kW debido que este valor corresponde en orden de magnitud al obtenido en el Proyecto de la PAL (1.225,9 US$/kW). Ingresos por Ahorro de la Energía Producida. Para el cálculo del Ingreso por ahorro debido al excedente de producción de electricidad, que será compensada con el SEN en los puntos de entrega a PDVSA, tanto para la planta de generación termoeléctrica con turbina de vapor como en ciclo combinado, se consideró el precio de la tarifa de energía eléctrica de Corpoelec para PDVSA del año de 0,67 BsF/kWh y el precio del dólar de 4,3 BsF según Gaceta Oficial Nº Costo del Combustible. El cálculo del costo del combustible anual tanto para planta de generación termoeléctrica con turbina de vapor como ciclo combinado; se tiene que el Ente Nacional del Gas (ENEGAS) establece que la tarifa de consumo industrial para el Estado Monagas es 0,03818 bolívares fuertes por metro cúbico (BsF/m 3 ). La volumetría de gas combustible por unidad de compresión/generación es igual para ambas tecnologías, es decir, 7 MMPCGND. Costos Operativos. El mantenimiento de las turbinas de gas tiene un costo que está en el rango desde 0,004 hasta 0,006 US$/kWh, mientras que el costo del mantenimiento de la turbina de vapor de 0,006 US$/kWh [3]. El costo aplicado en el estudio del mantenimiento para planta de generación con ciclo combinado, consideró la sumatoria del costo mínimo del mantenimiento de la turbina de gas de 0,004 US$/kWh y el costo del mantenimiento de la turbina de vapor de 0,006 US$/kWh. Otro de los costos operativos que deben considerarse, es la mano de obra para operar el sistema, el cual se puede estimar en 0,01 US$/kWh [3] para plantas de generación termoeléctrica mayores de 2 MW. En consecuencia, los costos operativos totales se obtienen sumando el costo del combustible y los costos operativos. Inversión Inicial en Base al Valor Anual. Una vez estimados todos los ingresos y costos asociados a cada opción de generación para PIGAP de una a ocho compresores, se realizó el cálculo de la inversión inicial en base al valor anual, considerando una tasa de interés del 10% y un tiempo de 20 años. Ganancia Total Anual. Para el cálculo de la ganancia total anual para planta de generación termoeléctrica, se utilizan los valores correspondientes al ingreso por ahorro de la energía para cada opción de tecnología de accionamiento motriz menos los costos operativos totales y el costo de la inversión. En la siguiente tabla se presentan un cuadro comparativo entre la ganancia de la generación con turbinas a vapor vs ciclo combinado para las potencias generadas determinadas en función del número de compresores. 7

8 Potencia Generada Ganancia Total Anual (US$/Año) ,18 66,94 103,75 20,36 119,91 30,54 212,07 246,74 40,71 50,89 267,80 372,15 61,07 71,25 473,16 81, Número de Unidades Compresoras Potencia Generada Compresión con Turbinas y Generación Turbovapor Potencia Generada Compresión Motores Eléctricos y Generación en Ciclo Combinado Ganancia Anual Compresión con Turbinas y Generación Turbovapor Ganacia Anual Compresión Motores Eléctricos y Generación en Ciclo Combinado Figura 6. Potencia generada y ganancia anual en función de la tecnología de compresión y generación De la figura 6, se puede observar como ejemplo que la generación termoeléctrica de ciclo combinado de 60 MW proporciona una ganancia monetaria anual de 66,94 MMUS$, mayor que la obtenida para generación termoeléctrica con turbina de vapor de 60 MW con un monto de 61,07 MMUS$. Finalmente para PIGAP de igual capacidad se determinó que desde el punto de vista económico la compresión con motores eléctricos presenta una ganancia anual de más de cinco veces la obtenida si se implementa turbocompresión. CONCLUSIONES Los valores de cuantificación de generación, carga asociada y excedentes de energía eléctrica estimados en plantas de generación termoeléctrica con ciclo combinado demuestran que existe un mayor aprovechamiento del gas como fuente primaria, pudiendo generarse una potencia eléctrica de 403,87 MW, con respecto a las plantas de generación termoeléctrica con turbina de vapor que tiene un aprovechamiento de potencia eléctrica generada de 106,82 MW. La alternativa técnica y económica más factible, luego de haber culminado la evaluación, es la tecnología de compresión con motores eléctricos para PIGAP con capacidades de inyección desde 180 MMPCGND hasta MMPCGND; debido que la generación termoeléctrica de ciclo combinado presenta mayores ventajas, ya que para ocho (08) unidades compresoras se puede producir hasta 400 MW con una ganancia monetaria anual de 473,16 MMUS$, en cambio con la compresión con turbina de gas con el mismo número de unidades, produciría alrededor de 80 MW con una ganancia anual de 81,43 MMUS$. BIBLIOGRAFÍA [1] Barberri Efrain, El Pozo Ilustrado 4ta Edición. (PDVSA 1998) [2] WILPRO Energy Services LTD. Proyectos Futuros HP/MP/PIGAP II. (WILPRO Energy Services LTD 2009) [3] [4] turbines/downloads/e50001-w410- A101-V37800_ST%20Broschuere_ SP_LR.pdf [5] [6] [7] 8