1 INTRODUCCIÓN Bolivia, en la actualidad no consigue visualizar caminos para su desarrollo sustentable, sus yacimientos de gas natural pueden ser un aporte clave en el desarrollo si son aprovechados de forma estratégica, eficiente y buscando siempre lograr que los beneficios económicos que se generan de ese aprovechamiento puedan ser distribuidos de una manera más equitativa entre todos los habitantes, mejorando de esta manera su calidad de vida. Actualmente, para que un país garantice garan tice su desarrollo, es e s importante que el suministro energético ya sea de electrones o de moléculas sea constante y sin interrupciones ya que de la energía primaria y/o secundaria depende la productividad de un país. Para tal efecto, se debe realizar una serie de tareas que permitan una comercialización constante que se encuentre dentro el esquema de la normativa legal y técnica del sector. En estos momentos, algunos países se encuentran usando plantas de almacenamiento criogénico (Gas Natural Licuado), estas plantas llamadas “Peak Shaving” son u n
conjunto de instalaciones que permiten licuar el gas para almacenarlo y utilizarlo en los picos de demanda. El gas se almacena a una temperatura de -160°, lo que reduce unas 600 veces su volumen. La licuefacción, el almacenamiento y la posterior vaporización son procesos que se realizan, cada uno, en una unidad o módulo. El Tanque de Almacenamiento es una de las más avanzadas obras de ingeniería en la industria del gas natural.
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JUSTIFICACION
Bolivia presenta una red de gasoductos vital para el desarrollo social y económico del eje troncal de Bolivia el cual se ve afectada por diferentes factores tanto sociales como políticos, que no dejan progresar al sector donde se encuentra el mayor movimiento económico del país como es el eje troncal. El futuro desarrollo del sector energético, particularmente el de los hidrocarburos, dependerá de minimizar incertidumbres (a través de garantías que se dan a los inversores para instalar sus industrias o comercios) dando señales claras de mayor seguridad de abastecimiento a los usuarios finales.
Si se dan estas condiciones, con seguridad la productividad y el desempeño de las industrias, comercios y otros usuarios podrán mejorar cuantitativamente. Es por esta razón, que es necesario analizar la logística de distribución de gas natural actual y buscar una serie de alternativas y tecnologías para mejorar y garantizar el suministro en todo el eje troncal de Bolivia. De acuerdo a lo expuesto anteriormente se presenta el:
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PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Actualmente, las empresas distribuidoras de gas natural se encuentran expandiendo sus servicios y masificando el uso de dicho combustible, pero la realidad es que no cuentan con un plan maestro integral que pueda garantizar el suministro sin interrupciones a través del tiempo y esto trae consigo serios problemas en los sectores dependientes del uso de ese recurso (industrias, comercios, residencias y gas natural vehicular). Por la situación actual y considerando la inexistencia de dicho plan se plantea: ¿Cuál es la alternativa más conveniente para afrontar los problemas de abastecimiento de gas natural en el eje troncal de Bolivia?
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OBJETIVOS
Los objetivos que se proponen para el siguiente trabajo son:
4.1
OBJETIVO GENERAL
Estudiar la factibilidad de incrementar el abastecimiento de gas natural al eje troncal de Bolivia mediante la implementación de una planta de licuefacción (GNL).
4.2
OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1. Establecer la tecnología a emplearse para la planta. 2. Determinar costos de materia prima (GN) y de producción de GNL si se desea producir 95000 Tm/Año del mismo. 3. Calcular
la capacidad de almacenamiento de GNL y la capacidad de
regasificación que tiene que tener la planta para satisfacer la demanda del eje troncal para el año 2030.
4. Determinar el costo total de la planta.
4.2.1 Tecnología a emplearse para la planta Para poder sintetizar este proyecto se realizara el análisis de tres tecnologías, de las cuales se ha logrado obtener mayor información y lo más importantes, haber realizado la simulación mediante el programa Aspen Hysys v8.0. Para seleccionar la tecnología adecuada se describirán primeramente las siguientes tecnologías:
CASCADA SIMPLE
CASCADA CON FLUIDO MIXTO
PROCESO BLACK & VEATCH PRICO
Para la realización de las simulaciones los datos de condiciones de operación fueron obtenidas del material otorgado en la materia de Simulación de la gestión 2014 por el Ing. Yamil Sejas.
A. CASCADA SIMPLE Este proceso consiste en 3 ciclos de refrigeración. El primer ciclo consta de 3 etapas de refrigeración y el refrigerante usado es propano. El segundo ciclo consta de 5 etapas de refrigeración y el refrigerante usado es etileno. La corriente de licuefacción es condensada en la última etapa de refrigeración del segundo ciclo para producir GNL. El tercer ciclo de refrigeración es abierto, el ciclo de metano final usa una parte del gas de alimentación como una fuente de metano, incluye un ciclo de expansión gradual para licuar el gas natural y reducir la presión del GNL del segundo ciclo de refrigeración. Como se observa en las siguientes Figuras:
SIMULACIÓN DEL PROCESO CASCADA SIMPLE
Elaboración propia en base a Aspen Hysys V.8.0
B. CASCADA CON FLUIDO MIXTO Este proceso implica tres etapas distintas: Pre refrigeración, Licuefacción y Sub refrigeración. Cada etapa es controlada por tres ciclos de mezclas refrigerantes separados. Como se muestra en la Figura. Las mezclas refrigerantes están formadas por metano, etano, propano y nitrógeno en composiciones diferentes. La mezcla refrigerante mejora la flexibilidad y la eficacia termodinámica. Su capacidad es aproximadamente de 8 MTPA.
SIMULACION DEL PROCESO CASCADA CON FLUIDO MIXTO
Elaboración propia en base a Aspen Hysys V.8.0
A. PROCESO BLACK & VEATCH PRICO Cada tren de procesamiento posee una capacidad promedio de 182 MMPCND de GNL. Como se muestra en la figura de abajo. Consiste en un circuito de refrigeración por compresión de vapor usando una mezcla refrigerante de bajo peso molecular para licuefactar el gas natural. Dicha mezcla está compuesta de nitrógeno, metano, etano, propano e iso-pentano. El ciclo opera a varios niveles de presión en un solo tren de un ciclo de refrigeración. El intercambio de calor criogénico se efectúa en una caja fría (intercambiador de calor de placas con aletas). Como se muestra en la Figura siguiente, la caja fría permite que múltiples corrientes sean calentadas y enfriadas para las diferentes temperaturas criogénicas. La mezcla refrigerante reduce su presión por medio de una válvula de expansión. La cual, ocasiona una considerable disminución de la temperatura. Esta mezcla saturada de líquido y vapor a baja temperatura es usada para condensar la mezcla refrigerante, así como también enfriar la corriente de gas natural de alimentación. El vapor de mezcla refrigerante es vaporizado a baja presión y enviado a un compresor.
SIMULACION DEL PROCESO BLACK & VEATCH PRICO
Elaboración propia en base a Aspen Hysys V.8.0
Selección de la tecnología adecuada Para la selección de la tecnología adecuada se realizara un análisis preliminar de los costos de inversión que requiere cada uno, con la ayuda del simulados Aspen Hysys V.8.0 y posteriormente se realizara un análisis técnico de manera general en base a descripción realizada anteriormente.
PROCESO CASCADA SIMPLE
PROCESO BLACK & VEATCH PRICO
PROCESO CASCADA CON FLUIDO MIXTO
De antemano el de CASCADA CON FLUIDO MIXTO se descarta por su costo de inversión elevado de 32MM $US aproximadamente, estodebido a la cantidad de equipos que comprende, los fluidos refrigerantes es también una gran desventaja para este tipo de proceso. En lo que se refiere el proceso de PRICO presenta ventajas como el costo de inversión muy bajo en comparación del CASCADA SIMPLE pero se ha descrito anteriormente que solo puede procesar como máximo 182 MMPCND, y el proyecto necesita procesar 218MMPCND de gas natural, por estos factores y por otros, la tecnología seleccionada es el de CASCADA SIMPLE.
4.2.2. Determinación de los costos de materia prima (GN) y de producción de GNL si se desea producir 95000 Tm/Año del mismo. En este punto se resolverá lo siguiente: A. Determinar cuál es la capacidad de procesamiento de la planta si se desea tener una producción anual de 95000 toneladas métricas año (emplear densidad del GNL). La planta trabajara 24 hr por 203 días al año. Para este punto considerar la eficiencia según la tecnología seleccionada para la planta, las mismas se muestran en la tabla.
COSTO DE PRODUCCIÓN DEL GNL Proceso PRICO APCI C3-MR AP-X hibrid AP-X Axen Liquefin Multi-componente Dual Technip-Tealarc Cascada Simple Cascada con Fluido Mixto Nitrógeno Refrigerante propio
Eficiencia [%]
Precio del GNL [$us/MMpc]
80.93
1,61
88.80
1,46
93.49
1,39
96.04
1,35
66.90
1,94
79.00
1,65
93.49
1,77
75.64
0,80
81.77
1,59
89.50
1,45
55.35
2,35
Resolución Datos y conversiones: 1 m3= 35.315 ft3 1 Año= 203 días 1 Tm=2204.623 lb. Densidad del GNL = 28.72 lb/ ft 3, CASCADA SIMPLE: Ef.: 75.64%
Por tanto: Realizando conversiones y dividiendo entre la densidad del GNL tenemos los siguientes resultados: 95000 tm/año = 1.013MM lb/día (1.031MM lb/día) / (28.72 lb/ ft 3) = 35923.402 ft3/día= 1017.216 m 3/día Ahora para obtener el volumen de Gas Natural se ha encontrado en algunas bibliografías la siguiente equivalencia:
Sin embargo se realizara para 600 veces, por tanto tenemos lo siguiente: 1017.216 m3/dia * 600= 610329. 888 m3/dia Como la eficiencia de la tecnología es 75.64%, se realizara la siguiente relación 610329.888 75.64% X
-----> 100%
X=806887.742
Entonces para producir 95000 Tm/año equivalente en flujo volumétrico a 610329. 888 m3/dia y teniendo en cuenta que el proceso tiene una eficiencia de 75.64 % la capacidad de procesamiento debe ser de 806887.742 m3/dia aproximadamente.
B. Calcular el costo de obtención de la materia prima (1.3 $us/MMbtu) y costo del producción de GNL según la tabla anterior. Datos obtenidos: Proceso Cascada Simple
Eficiencia [%] 75.64
Precio del GNL [$us/MMpc] 0,80
3
1 pie de GN = 1000 BTU
Gas Natural= 1.3 $us/MMbtu
Resolución Para la materia prima (GN) se obtuvo el siguiente flujo: 806887.742 m3/día = (28.495MM ft 3/día) Por tanto: (28.495MM ft3/día)*(1000 BTU/1 ft3)= 28495MM BTU/dia (28495MM BTU/dia)*( 1.3 $us/MMbtu)=37044 $us/dia=7.519 MM$us/año
Para el GNL, en el inciso A se obtuvo lo siguiente: 95000 tm/año = 35923.402 ft 3/día tomando la densidad del GNL de 28.72 lb/ft3. 35923.402 ft3/día = 0.035923MM ft3/día * 0,80($us/MMpc)=0.0287($us/ día)
4.2.3. Calculo de la capacidad de almacenamiento de GNL y la capacidad de regasificación que tiene que tener la planta para satisfacer la demanda del eje troncal para el año 2030. Para este punto se calculara lo siguiente:
A. Determinar la capacidad de almacenamiento del tanque de GNL si se desea cubrir la demanda del eje troncal para el 2030 teniendo una autonomía de 10 días, es decir poder abastecer por 10 días continuos la demanda. Estimar el diámetro y la altura aproximado del tanque (API 650) y considerar que solo el 85 % del tanque es el volumen útil para almacenaje Demanda de Gas Natural para el 2030
Gestión 2030
Consumo en MMpcd La Paz
Santa Cruz
Cochabamba
Total MMpcd
31,493
115,954
71,211
218.658
Datos adicionales: Densidad GN: 0.0462lb/ft3 Densidad GNL: 28.72 lb/ft 3
Resolución : 218.658 MMPCD * 0.0462lb/ft 3 = 10.102 MMPCD (10.102 MMPCD) / (28.72 lb/ft 3) = 351741 PCD 351741 PCD*10 días = 3517409 pies cúbicos (PC) = 99601 m3 Redondeamos a un número entero como normalmente vemos en la realidad, por lo tanto tomaremos como 100000 m3.
Se sabe que solo el 85% del tanque es el volumen útil para almacenaje, por tanto debemos suponer lo siguiente, para ajustar la capacidad de almacenamiento de la planta. 100000 m3 85% X
X=117647.058 120000 m3
-----> 100%
La capacidad de la planta será de 120000 m 3 aproximadamente del cual 100000 m 3 serán utilizados.
Dimensiones de los tanques de almacenamiento Para obtener el diámetro y la altura recurrimos a la norma API 650, en las tablas del API 650 no hay capacidades tan grandes como necesitamos, por tanto podemos repartirlo en 8 tanques, teniendo lo siguiente: 120000 m3/ 8= 15000 m 3 Entonces necesitamos 8 tanques con una capacidad aproximada de 15000 m3, a continuación se presenta la tabla para hallar el diámetro y altura tomando en cuenta la capacidad más cercana a los 15000 m3:
De aquí podemos indicar que los 8 tanques de almacenamiento deben tener un diámetro de 66 m y una altura de 4.8 m aproximadamente, esto en base a la norma API 650. Mediante la siguiente ecuación dado por API 650 comprobamos la capacidad total que se requiere:
C= 8*(0.785*66^2*4.8)= 130000 m3 El resultado es razonable ya que tomamos 16422 m3 como la capacidad de cada tanque cuando debíamos tomar 15000 m 3.
Si quisiéramos solo 1 tanque Si consideramos que por algún caso requerimos solo un tanque para todo el almacenamiento, el siguiente método podría ser utilizado: Consiste en suponer diámetros
para diferentes alturas, con el principio de que el
dímetro debe ser igual o mayor a la altura.
DIAMETRO VOLUMEN ALTURA 40 45 50 55 60 65 70 75
120000 120000 120000 120000 120000 120000 120000 120000
95 75 61 51 42 36 31 27
Para este caso podríamos tomar como diámetro 70 metros y 31 metros de altura, de igual modo comprobamos con la ecuación del API 650 la capacidad de almacenamiento: C= (0.785*70^2*31)= 120000 m3
B. Determinar cuál es la capacidad de regasificación que tiene que tener la planta para satisfacer la demanda de gas natural. La capacidad de regasificación que debe tener la planta es de 218.658 MMPCD prácticamente 220 MMPCD, para satisfacer de Gas Natural al eje troncal de Bolivia que comprende Cochabamba, La Paz y Santa Cruz.
4.2.4 Determinación del costo total de la planta. La pregunta formulada es la siguiente: Calcula el costo total de la planta según la siguiente tabla, considerando el costo de la materia prima y el costo de la producción de GNL.
COSTOS DE CADA ETAPA DE LA CADENA DE PRODUCCIÓN Etapas de la Cadena Licuefacción
Costo 300 ($us / Ton / año)
Regasificación
7 ($us / MMBtu / año)
Tanque de GNL
300 ($us / m3 de GNL) 3
1 pie de GN = 1000 BTU
ETAPA DE LICUEFACCION: esto es con los 95000 TM/AÑO*300= 28.5MM$us El 351741 PCD = 4582 Tm/dia (4582 Tm/día* 300 $us / Tm) = 1.374MM$us/dia
ETAPA DE REGASIFICACION: 220 MMPCD*(1000 BTU/ 1PC de GN)= 220000MM BTU/Día (220000MM BTU/Día)*(7 $us / MMBtu) = 1.54MM $us/día
ETAPA “TANQUE DE GNL”: La capacidad de almacenamiento es de 120000 m 3 y el valor por metro cubico de GNL es de 300($us), por tanto el resultado es el siguiente: 120000 m3 * 300 ($us / m 3 de GNL) = 36MM $us para 10 días continuos
Costo total de la planta: El costo total de los productos son 1.54 MM Y 1.374MM$us al día estos se consideran como costos variables, en el caso de “Tanque de GNL” es un costo fijo que
tiene un periodo de vida útil mayor, si sumamos los tres obtenemos 40 MM $us con
costo total aproximadamente.
