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Boletín IIEenero-marzo-2014
Artículo técnico
Conversión de centrales de combustóleo a otros combustibles. Proyectos esenciales para mejorar la eficiencia económica en generación
Carlos Alberto Mariño López1, Rogelio Franco López2 y José Miguel González Santaló1
Abstract
This paper presents the scope and results of the conversion of thermal power plants that currently consume fuel oil, expensive fuel and with a decline of its production in the country’s refineries, to coal, petroleum coke, or natural, domestic or imported gas, fuels with a lower price per unit of energy compared to the fuel oil through the rehabilitation, modernization or upgrading of existing plants.
De las seis refinerías con que cuenta PEMEX, dos de ellas ya han sido moderni-zadas y reconfiguradas, y una tercera está en proce-so de modernización-re-configuración.
Introducción
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) cuenta con una capacidad efectiva instalada de 53,114 MW, de los cuales una parte importante son centrales termoeléctricas con unidades de gene-ración eléctrica que operan con combustóleo, cuyo precio por unidad de energía se presenta actual-mente más alto (de tres a cinco veces) que el del gas natural, el del carbón y el coque de petróleo, así como el hecho de que estas unidades operan con eficiencias térmicas de alrededor del 36%.
El combustóleo es un combustible residual de la refinación del petróleo que presenta una declina-ción en su producción, debido a que las refinerías en México están haciendo reconversiones para extraer más ligeros al crudo y sus residuos están
1 Instituto de Investigaciones Eléctricas2 Comisión Federal de Electricidad
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cambiando a coque de petróleo. De las seis refine-rías con que cuenta Petróleos Mexicanos, dos de ellas ya han sido modernizadas y reconfiguradas, y una tercera está en proceso de modernización-re-configuración. Solo quedarían pendientes tres de ellas para estas reconversiones. Se estima que para 2016, PEMEX reducirá en un 65% su producción de combustóleo (Fernández, 2008).
Otra problemática que conlleva la operación actual de estas unidades con combustóleo es el hecho de que éste es un combustible que produce emisiones contaminantes considerables a la atmósfera. La Norma NOM85-SEMARNAT (NOM-085-SE-MARNAT-2011) establece los niveles máximos permisibles por zonas del país de emisiones a la atmósfera, como son las partículas suspendidas totales (PST), óxidos de nitrógeno y óxidos de azufre que invitan a la CFE a considerar la insta-lación de sistemas de limpieza de gases de combus-tión que son de alto costo de construcción y opera-ción, para cumplir con los niveles permitidos.
Aunado a lo anterior, el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) establece las reglas de despacho de carga y determina el orden de entrada en operación de las unidades bajo el criterio del menor costo variable de generación (CVG) para cubrir la demanda requerida. El CVG [$/kW-h] está determinado por el régimen térmico [kJ/kW-h] multiplicado por el precio del combustible [$/GJ], siendo el régimen térmico el inverso de la eficiencia térmica del ciclo. Se despa-chan primero las unidades con menor CVG.
Ante esta situación, la CFE analiza estrategias para reducir el costo variable de generación de sus unidades y mejorar la competitividad del parque de generación.
Una de estas estrategias es la conversión de la unidad para utilizar otro tipo de combustible y la incorpora-ción de tecnologías más eficientes, mediante la reha-bilitación y modernización de sus unidades.
Lo anterior ha motivado a la CFE a realizar, con el soporte del IIE, diversos estudios técnicos y econó-micos de conversión de unidades a:
• Carbón o coque de petróleo
• Gas natural
El presente trabajo presenta un panorama de los alcances que implica cada una de estas opciones.
Metodología
Para el análisis de las alternativas de conversión de combustibles se debe consi-derar el siguiente proceso:
Definición de las premisas técnicas
Son los parámetros y características que deben ser consideradas en la evalua-ción en los proyecto de conversión, esto es:
• Evaluación de las condiciones del sitio
En el cual se especifican las características del mismo, las condiciones climato-lógicas y la infraestructura existente como tipo de sistema de enfriamiento prin-cipal, disponibilidad de agua, espacios y áreas disponibles, red eléctrica asociada.
• Especificación de diseño de la unidad existente usando combustóleo
Balance térmico y los parámetros de diseño de la unidad usando combustóleo, para la modelación y definición del caso base.
• Tipo y características del combustible para la conversión
Se considera la composición química, el poder calorífico, disponibilidad de suministro y logística de transporte de los combustibles a utilizar.
• La tecnología de conversión
Para el caso de la conversión a carbón y coque de petróleo se evalúan las tecno-logías de calderas de carbón pulverizado y lecho fluidizado, que sustituirán la operación del generador de vapor basado en combustóleo. La figura 1muestra la operación de una caldera de lecho fluidizado circulante.
Para el caso de la conversión a gas, ésta puede ser mediante la quema directa de gas en la caldera existente, previa modificación de bancos de tubos, arreglo de quemadores e infraestructura para recepción y suministro de gas para quema directa o mediante un esquema de repotenciación que implica la instalación de una o varias turbinas de gas con sus respectivos recuperadores de calor acoplados a la turbina de vapor actual, conformando un ciclo combinado y dejando fuera de operación al generador de vapor existente. La figura 2 ejem-plifica la operación de un ciclo combinado.
• La tecnología de reducción de emisiones para cumplir con la norma-tiva ambiental
Este punto se refiere a la definición de los equipos requeridos para cumplir con la norma NOM 085 SEMARNAT, que para la conversión a carbón implica el uso de:
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– Equipos de control de partículas suspendidas totales (PST)
– Equipos desulfuradores de gas para reducción de óxidos de azufre (SOx)
– Equipos de reducción catalítica selectiva para reducción de óxido de nitró-geno (NOx)
En el caso de las turbinas de gas, por ser una tecnología más limpia, el
aspecto ambiental se centra en la especificación del factor de emisión de NOx y la definición de quemadores de bajo NOx para tal efecto, en cumplimiento del Transitorio Tercero de la NOM 085 (NOM-085-SEMARNAT-2011).
• Definición del alcance de la rehabilitación o modernización de los equipos y sistemas existentes
Especificación de los equipos que serán rehabili-tados o modernizados en función de la evaluación previa que se tenga de su estado de operación, así como de los equipos que deberán ser sustituidos o retirados de operación.
• Definición de equipos y sistemas nuevos
De acuerdo con el alcance de la conversión se definen los equipos nuevos a instalar en los espa-cios y áreas disponibles.
Evaluación de alternativas
Se especifica una matriz de evaluación de alterna-tivas que consiste en la simulación de los arreglos de conversión, considerando las características y origen de suministro del carbón, coque o mezclas de combustibles con el tipo de caldera a utilizar.
En el caso de la conversión a gas mediante la repo-tenciación de las unidades, consiste en la evalua-ción de modelos de turbinas de gas que acoplen al ciclo térmico de la turbina de vapor existente, así como el tipo de arreglo en ciclo combinado, 1x1, 2x1 o en su caso 3x1, que definen la potencia y eficiencia adicional a obtener de la repotenciación.
La modelación se realiza sobre la suite de programas de Thermoflow™ (STEAM Pro, STEAM Master, GT Pro, GT Master) (Steam-Pro, 2013), así como el módulo PEACE (Thermoflow™, 2013) para la estimación de inversiones.
Se realizan los balances de masa y energía de acuerdo con las premisas y consideraciones técnicas, tanto para el caso base quemando combustóleo, como para cada una de las alterna-tivas definidas. Una vez que se han realizado los balances térmicos y especificado los equipos de la conversión a carbón o gas (repotenciación) se obtienen los parámetros de potencia, eficiencia,
Figura 2. Ilustración de la operación de una planta de ciclo combinado (Calpine, 2012).
Figura 1. Ilustración de la operación de una caldera de lecho fluidizado, CFB (Circulating Fluidized Boiler). JEA Large-Scale CFB Combustion Demostration Project, National Energy Technology Laboratory (NETL).
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consumo de combustible y de potencia de auxi-liares, así como la estimación de los montos de inversión por cada alternativa evaluada, los que en resumen definen los resultados de la evaluación técnica.
La evaluación económica se efectúa por el método de diferencias entre los costos actuales de opera-ción con combustóleo y los costos de la central rehabilitada, incluyendo los costos anualizados correspondientes con la inversión en la reha-bilitación, consumo de agua desmineralizada y de repuesto (en su caso); operación y mante-nimiento fijos y variables, incluyendo en este último los costos por insumos requeridos, como el caso de piedra caliza en calderas de lecho flui-dizado quemando coque de petróleo y manejo de residuos de la combustión, así como el costo por combustible que incluye el costo de transporte a la central.
Para la evaluación económica se consideran las siguientes premisas:
• Tasa de descuento: 12%
• Horizonte del proyecto: 20 años
• Período de construcción para la instalación de equipos principales y sus equipos asociados
• Proyección de precios del combustible
Conversión de combustóleo a carbón o coque de petróleo
La conversión de combustóleo a carbón o coque de petróleo implica principalmente:
• Analizar las características del combustible que impactan en el diseño de la conversión, las cuales son: a) tipo de carbón o coque de petróleo, b) poder calorífico, c) porcentaje de contenido de azufre en el combustible y d) porcentaje de contenido de ceniza en el combustible.
• Evaluaciones de: a) la sustitución del generador de vapor, b) la rehabilitación de la turbina de vapor, c) la rehabilitación del equipo auxiliar, d) la instala-ción de un sistema de manejo de combustible y manejo de residuos, y e) la adquisición de equipos de control de emisiones, principalmente.
A continuación se presentan los resultados de la conversión a coque de petróleo de una unidad de 350 MW. Se evaluaron cinco alternativas de fuentes de combustible: carbón Sabinas, de Coahuila, de Colombia, coque de Texas y sus mezclas, con diferentes medios de transporte según la localización del combus-tible, usando para todos los casos calderas de lecho fluidizado.
El proyecto de rehabilitación considera la mejora de eficiencia y optimización del canal de flujo de la turbina de vapor de la unidad, por lo que la potencia proyectada será de 385 MW.
En las tablas 1 y 2 se resumen los resultados técnicos y económicos de la conversión a coque de petróleo de una unidad de 350 MW, mediante el uso de calderas de lecho fluidizado. Los resultados muestran que la opción 3, que refiere al uso de coque de petróleo importado de la zona de refinerías de Texas en Estados Unidos, presenta los mejores indicadores económicos con la mayor relación beneficio-costo de 1.93 y el menor costo nivelado total de generación de 71.6 USD/MWh. Así también se cumple con los límites de emisiones espe-cificados por la NOM 085, tabla 3, siendo ésta la opción considerada como
Parámetros
Alternativas
1 2 3 4 5
Carbón de Sabinas
Carbón de Colombia
Coque de Texas
Mezcla 50% Colombia/
50% Texas
Mezcla 50% Sabinas/
50% Texas
Potencia Bruta (MW) 385 385 385 385 385Potencia Neta (MW) 349.8 352.3 348.0 348.6 347.7Flujo combustible (t/h) 167.3 131 109.9 120.5 133.5Eficiencia LHV bruta (%) 40.67 40.79 41.31 40.75 40.78Eficiencia LHV neta (%) 36.95 37.31 37.33 36.88 36.83
Tabla 1. Resumen de resultados técnicos de la conversión de una unidad de 350 MW con calderas de lecho fluidizado.
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viable para la conversión de esta unidad. La figura 3 ilustra, como ejemplo, la configuración de un arreglo para la conversión de unidades a coque de petróleo con calderas de lecho fluidizado y defini-ción de espacios para almacenamiento de combus-tible, piedra caliza y residuos (cenizas), producto de la combustión.
Conversión de combustóleo a gas
La conversión a gas de unidades que actualmente consumen combustóleo puede realizarse mediante uso directo del gas o por repotenciación a ciclo combinado.
La primera de estas opciones implica la instalación de quemadores y la infraestructura requerida de suministro de gas y no implica grandes inversiones en adquisición e instalación de equipos nuevos, pero sí implica un derrateo de hasta un 15% en la potencia de la unidad, con el beneficio de utilizar ahora un combustible de menor precio.
En el caso de la conversión a gas mediante la repo-tenciación a ciclo combinado, esta opción implica:
Emisiones contaminantes Base Conversión Observación
NO´x (ppmv) 156 104.5 Sin equipo de controlSO´x (ppmv) 1962 106.7 Con equipo de controlPST (mg/Nm3) 397 46 Con equipo de control
Tabla 3. Comparación de emisiones a la atmósfera.
Parámetros
Indicadores económicos1 2 3 4 5
Carbón de Sabinas
Carbón de Colombia
Coque de Texas
Mezcla 50% Colombia/ 50% Texas
Mezcla 50% Sabinas/ 50% Texas
Inversión (MMUSD) 463.63 404.88 430.55 441.32 462.58
Relación beneficio-costo (RBC) 0.65 1.43 1.93 1.57 1.31
Periodo de recuperación (PRC) >20 14.3 9.9 12.6 16.2
Costo unitario de inversión (USD/kW) 1,204 1,051 1,118 1,146 1,201
Costo nivelado de inversión (USD/MWh) 27.5 23.8 25.6 26.2 27.5
Costo nivelado de O&M (USD/MWh) 15.9 15.2 18.3 16.9 17.4
Costo nivelado de combustible (USD/MWh) 47.7 39.5 27.7 33.5 36
Costo nivelado total (USD/MWh) 91 78.5 71.6 76.7 80.9
Tabla 2. Resumen de resultados económicos de la conversión de una unidad de 350 MW con calderas de lecho fluidizado.
Figura 3. Ilustración de arreglo propuesto para la conversión a coque de petróleo de dos unidades con caldera de lecho fluidizado y áreas de almacena-miento de combustible, piedra caliza y ceniza.
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a) analizar el impacto que tienen las condiciones del sitio (altitud, temperatura ambiente y humedad relativa) sobre las características de desempeño de las turbinas de gas que ofrecen los diferentes tecnó-logos, b) evaluar el tipo de arreglo, que define cuántas turbinas de gas se acoplarán a través de cada recuperador de calor respectivo, con la turbina de vapor existente, de tal manera que sea factible su acoplamiento de manera eficiente, y c) el análisis de sistemas de enfriamiento del aire de entrada a la turbinas de gas. Lo anterior define la capacidad de generación, eficiencia térmica, inversión requerida y flexibilidad de operación.
Hay proyectos definidos en el POISE (POISE 2012; SENER, 2012) de construcción de gasoductos, como el gasoducto Norte-Noroeste, el gasoducto Tamazunchale-El Sauz, el gasoducto Chihuahua y el gasoducto Manzanillo-Guadala-jara, que pretenden ampliar la disponibilidad de gas natural en las diferentes regiones del país, esto permitiría la operación de centrales generadoras de mayor eficiencia y capacidad o en su defecto de menores costos de producción mediante la repotenciación o conversión a gas de unidades de generación.
Un comparativo entre la conversión a gas y la repo-tenciación de una unidad de 300 MW se puede ver en la tabla 4.
Uso directo del gas Repotenciación con CC
Estación de recepción Estación de recepción
Tubería de gas de estación a caldera Turbinas de gas
Quemadores de gas Recuperadores de calor
No cambios en subesta-ción eléctrica actual
Calentadores fuera de operación
No cambios en línea de transmisión
Ampliación de subesta-ción eléctrica
Capacidad de líneas de transmisión
Disponibilidad de espacios
Tabla 4. Requerimientos en la conversión a gas de unidades.
Parámetros Uso directo Repotenciación UnidadesPotencia bruta 281 761.5 MWPotencia neta 264.61 738.9 MWEficiencia bruta HHV 36 51.65 %Eficiencia neta HHV 33.83 50.12 %Eficiencia bruta LHV 41.33 57.2 %Eficiencia neta LHV 40.79 55.5 %
Consumo de gas 54.24 98.06 Ton/h
Consumo de gas 67.3 121.54 MMPCD
Tabla 5. Resumen de resultados técnicos de la conversión a gas, uso directo y repotenciación de una unidad de 300 MW.
Indicadores Repotenciación Unidades
Arreglo 2X1VPN 1,754 MMUSDTIR 65.77 %RBC 5 --PRI 3.6 añosInversión 446 MMUSD
Costo unitario de inversión 603.06 USD/kW
Costo nivelado de inversión 11 USD/MWhCosto nivelado de O&M 5 USD/MWh
Costo nivelado de combustible 40 USD/MWh
Costo nivelado total 55.51 USD/MWh
Paridad: 12.9 pesos/USD
Tabla 6. Parámetros técnicos de la conversión a gas.
La tabla 5 muestra que la potencia y eficiencia que se obtiene de la repotencia-ción de una unidad de 300 MW, en arreglo 2x1, es del orden de 761.5 MW con una eficiencia del 51.65%. La potencia y eficiencia con uso directo del gas es de 281 MW, con una eficiencia del orden del 36%, lo que ejemplifica las ventajas inherentes de la modernización del ciclo existente con un proyecto de repotenciación.
La tabla 6 muestra que un proyecto de repotenciación es económicamente rentable, en función de los precios actuales de los combustibles y en particular el relacionado con el gas natural, en conjunto con la proyección de disponi-bilidad de gas en las regiones donde se ubican o en un punto cercano a las centrales que actualmente no cuentan con ello.
La tabla 7 ilustra un ejercicio del cálculo del costo variable de generación, considerando los precios de combustibles referidos en la tabla 8, y las eficien-
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Combustible Precio [USD/GJ] HHV [KJ/kg]
Combustóleo* 12.33 41,900Carbón nacional* 2.88 18,623Carbón importado 5.60 26,282Coque importado** 2.55 33,029Gas natural* 4.73 52,000
Referencia: * COPAR 2013 (COPAR, 2013). ** Consultor Argus-Precio spot-Sept. 2012 (Argus Media, 2012).
Tabla 8. Precios de combustibles.
cias térmicas estimadas para cada caso. La conver-sión de combustóleo a coque de petróleo o carbón, y a gas mediante uso directo o repotenciación, darían costos variables de generación menores que el correspondiente a la operación con combustóleo.
La figura 4 ilustra, como ejemplo, la configuración de un arreglo para la repotenciación a ciclo combi-nado de una central termoeléctrica.
Conclusiones
La conversión a gas o carbón y coque de petróleo de las centrales termoeléctricas que queman combus-tóleo puede reducir el costo variable de generación, con base en el precio actual de los combustibles, mejorar su índice de despacho, cumplir con la normatividad ambiental y extender la vida útil de las centrales y, al mismo tiempo, diversificar el uso de combustibles en la generación eléctrica del país.
La repotenciación de centrales ofrece una mayor capacidad y eficiencia de generación al operar en ciclo combinado.
El impacto en los indicadores de gestión de la CFE relacionados con la eficiencia operativa debido a la implementación de los proyectos de conversión sería:
• Mejora de eficiencia y/o capacidad de generación
• Reducción del costo variable de generación
• Reducción de emisiones y cumplimiento de normatividad ambiental
Es aprovechable la infraestructura de las centrales termoeléctricas, los permisos y licencias de opera-ción, derechos de vía y la experiencia operativa del personal.
Referencias
SENER. Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2012-2026, Secretaría de Energía, México, 2012.
COPAR. Costos y parámetros de referencia para la formulación de proyectos de inversión en el sector eléctrico, Subdirección de Programación, Comisión Federal de Electricidad, 2013.
Figura 4. Ilustración de arreglo propuesto para la repotenciación a ciclo combinado de una central termoeléctrica.
Parámetros CombustóleoConversión a coque *
Uso directo
Repotenciación Unidades
Potencia 300 315 281 761.5 MW
Eficiencia 38.12 39* 36 51.65 %Régimen térmico 9,443 9,231 10,000 6970 kJ/kWh
Costo variable 116.44 23.54 47.3 32.97 USD/MWh
Costo variable 1502.11 303.65 610.17 425.29 $/MWh
* Con mejora de eficiencia del canal de flujo de la turbina de vapor.
Tabla 7. Comparativo de costos variable de generación.
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Steam-Pro., Steam Master, GT Pro, GT Master. Software para diseño de plantas termoeléctricas, versión 23. Thermoflow, Inc. Sudbury, Massachusetts. 2013
Preliminary plant engineering and cost estimation module. Soft-ware de costeo de equipos de plantas termoeléctricas, versión 23. Thermoflow, Inc. Sudbury, Massachusetts. 2013.
POISE 2012-2026. Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico 2012-2026, Subdirección de Programación, Comisión Federal de Electricidad, 2012.
IEA. Fossil Fuel-Fired Power Generation; Case Studies of Recently Constructed Coal and Gas Fired Power Plants International Energy Agency, 2007.
Norma Oficial Mexicana NOM-085-SEMARNAT-2011. Contaminación atmosférica-Niveles máximos permisibles de emisión de los equipos de combustión de calentamiento indirecto y su medición, 2012.
Energy Argus Petroleum Coke Market Prices, Argus Media, 2012.
Fernández, M. Nuevos combustibles: coque (de petróleo), carbón y emulsiones. Boletín IIE, tendencias tecnológicas, octu-bre-diciembre, 2008.
CARLOS ALBERTO MARIÑO LÓPEZ[[email protected]]
Maestro en Ciencias en Ingeniería Energética con especialidad en Ingeniería Térmica por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM) campus Monterrey en 2001. Ingeniero Mecánico por el Instituto Tecnológico de Ciudad Madero en 1993. Ingresó a la Gerencia de Turbomaquinaria del IIE en 1994, donde trabaja en el área de evaluación y diag-nóstico de turbomaquinaria. Ha participado en proyectos relacionados con el análisis de la dismi-nución de potencia y eficiencia por el desgaste de componentes del canal de flujo de turbinas de vapor y gas, la evaluación en línea de turbinas de vapor, el desarrollo de programas para el moni-toreo del régimen térmico, el aprovechamiento del potencial energético de vapor geotérmico de baja entalpía, la especificación de equipos y el desarrollo de bases de licitación.
JOSÉ MIGUEL GONZÁLEZ SANTALÓ[[email protected]]
Doctor en Ingeniería Mecánica por el Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT por su siglas en inglés) en Boston, Massachusetts, Estados Unidos en 1971, con estudios complementarios en Economía y Administración de Empresas Internacionales. Maestría en Ingeniería Mecánica por el MIT en 1969. Inició su carrera profesional en General Electric, División Nuclear en 1972 y desde entonces ha participado en la Academia en la Universidad Autónoma Metropolitana (UAM-Az-capotzalco), donde también fue Director de Ciencias Básicas e Ingeniería de 1975 a 1980 y en el sector público en el IIE de 1980 a 1983 y de 1997 a la fecha. En el sector privado en IPRODET, de 1983 a 1997, dedicándose todo el tiempo a las áreas de energía y protección ambiental. Es autor de más de ochenta artículos nacionales e internacionales, así como de derechos de autor. Ha colaborado con otras instituciones como la Academia de Ingeniería, como Coordinador y Secre-tario de la Comisión de Especialidad en Ingeniería Mecánica, miembro de Comité de Admisión, miembro de la Junta Directiva de la UAM de 1986 a 1995, miembro de la Comisión Dictamina-dora de la División de Ingeniería Mecánica e Industrial (DIMEI) de la UNAM y ahora del Insti-tuto de Ingeniería, y en la actualidad es el Director de la División de Sistemas Mecánicos en el IIE.
De izquierda a derecha: José Miguel González Santaló y Carlos Alberto Mariño López.
