ESCUELA DE ORGANIZACIÓN INDUSTRIAL
MÁSTER EN INGENIERÍA Y GESTIÓN MEDIOAMBIENTAL
TRABAJO FIN DE MÁSTER
Gestión de la energía y emisiones de
gases de efecto invernadero en una
planta de extracción de crudo
CURSO 2014/2015
Autores:
Gonzalo Bigeriego Hernández
Ricardo Egea Grima
Sergi Planas Cendra
Miriam Sánchez Escalonilla-Conejo
Directores:
José Ignacio Botello Martínez
Ángel Bueno Sánchez-Luengo
ÍNDICE
1.
INTRODUCCIÓN ... 1
2
DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA DE USPTREAM ... 2
2.1
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO ... 2
2.2
ANÁLISIS Y CÁLCULO DE BALANCE DE MASAS. ... 3
3
INVENTARIO DE EMISIONES DE GEI MEDIANTE ISO 14064 ... 10
3.1
INVENTARIO DE EMISIONES. ... 10
4
BALANCE ENERGÉTICO Y CONSUMO ACTUAL DE COMBUSTIBLE EN LA
PLANTA ... 16
5
OPTIMIZACIÓN ENERGÉTICA EN LA INSTALACIÓN ... 18
5.1. ESCENARIOS DE MEJORA ENERGÉTICA EN LA PLANTA ... 18
5.1.1. PRIMERA PROPUESTA: EMPLEO DE TURBINAS A DIÉSEL CON GAS DE ANTORCHA .. 18
5.1.2. SEGUNDA PROPUESTA: SUSTITUCIÓN DE GENERADORES A CRUDO POR GENERADORES A GAS ... 23
5.1.3. TERCERA PROPUESTA: SUSTITUCIÓN DE GENERADORES A CRUDO POR TURBINAS A DIÉSEL Y EMPLEO DE GAS DE ANTORCHA EN LAS TURBINAS. ... 27
5.1.4. RESULTADOS DE LAS PROPUESTAS ESTUDIADAS ... 33
5.2. ACCIONES DE MEJORA DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA EN EQUIPOS ... 36
6
COMPENSACIÓN DE EMISIONES ... 40
6.1. CRÉDITOS DE MERCADO OBLIGATORIO ... 40
6.1.1. CRÉDITOS CER ... 40
6.1.2. UNIDADES DE REDUCCIÓN DE EMISIONES (ERU) ... 41
6.2. CRÉDITOS DE MERCADO VOLUNTARIO ... 41
6.2.1. CRÉDITOS VER ... 41
6.2.3. CERTIFICADO DE ENERGÍA RENOVABLE (REC) ... 42
6.3. PROYECTOS VCUs ... 42
7
COMPARATIVA ECONÓMICA DE AUTOPRODUCCIÓN DE ENERGÍA FRENTE
AL SUMINISTRO EXTERNO ... 45
8
CONCLUSIONES ... 47
9
BIBLIOGRAFÍA ... 48
1
1. INTRODUCCIÓN
En el presente proyecto se persigue mejorar la eficiencia energética y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (en adelante GEI) de una instalación de extracción y producción de crudo situada en medio de la selva boliviana, generando ella misma la energía necesaria para su funcionamiento. Todo ello siguiendo las recomendaciones de las ISO
14064 (1) y 50001 (2)
.
En este trabajo, los autores de este proyecto hemos tomado el papel de consultores de la industria petrolera para realizar un inventario de emisiones de GEI de la planta con la finalidad de tomar decisiones para su reducción. Para ello, ha sido necesario conocer los procesos que en esta instalación se llevan a cabo y realizar un balance de masas. No obstante, es importante indicar que esta instalación es ficticia aunque está basada en información real.
Al hilo de lo anterior, se nos ha proporcionado como información de partida un diagrama de flujo de la instalación y la ficha técnica de sus principales equipos en lo que a consumo energético se refiere. De este modo, toda la información que se ha considerado relevante para el objetivo del trabajo, se ha podido extraer mediante sucesivas reuniones mantenidas con la empresa.
Una vez conocidas las emisiones de GEI, se ha procedido a realizar una serie propuestas con el objetivo de reducirlas y además, se ha aconsejado cómo mejorar la eficiencia energética en varios equipos. Por otro lado, se ha mostrado al cliente cómo podría compensar un porcentaje de las emisiones que son producidas en la planta.
2
2 DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA DE USPTREAM
2.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Este proyecto tiene como objeto la extracción, purificación y transporte de crudo, desde un sistema de pozos petrolíferos hasta el oleoducto por el que se envía el producto a venta. Para ello, en esta instalación se necesita separar el agua y el gas que conlleva el crudo en una planta de extracción de una industria petrolera.
El proceso tiene cuatro líneas principales: crudo, gas, agua y diésel. La línea de crudo se inicia en los pozos de extracción donde se bombea una mezcla de crudo, agua y gas disuelto en el crudo mediante bombas electrosumergibles (ESP por sus siglas en inglés). Después, esta mezcla se separa en una serie de equipos para obtener el crudo. Por tanto, en estos equipos de separación se originan las líneas de gas y de agua. Asimismo, una vez separado el crudo, se almacena en los tanques de almacenamiento como muestra la Figura 1.
Figura 1. Diagrama de proceso de la instalación de Upstream.
3
donde principalmente se separa el agua de la mezcla por decantación debido a que tiene mayor densidad siendo el tiempo de retención un parámetro importante. A continuación la mezcla resultante se calienta en el Crude oil heater mediante energía eléctrica, previa entrada a los Separadores de producción donde se separa gas, crudo y agua en menor proporción. La última unidad es el Deshidratador electrostático en el que se termina de separar el agua que hay en la mezcla y el gas que está disuelto en el crudo.
El agua extraída en los equipos de separación se almacena en un tanque y después es bombeada para ser reinyectada de nuevo al yacimiento puesto que es un requisito de Bolivia, país donde está situada la planta. Por otro lado, el gas que se obtiene de los equipos citados se dirige al Flare KO Drum cuyo fin es retirar las cantidades de agua y crudo que son arrastradas por la corriente de gas, las cuales son recirculadas al proceso de separación. Finalmente, el gas es quemado en antorcha como medida de seguridad.
Es necesario destacar que la línea de crudo continúa después del tanque de almacenamiento, hacia el oleoducto por donde se comercializa el crudo. Sin embargo, parte del crudo no se comercializa y se utiliza para la generación de energía eléctrica necesaria en la instalación debido a que no se dispone de suministro eléctrico exterior, debido a la ubicación de la planta. De este modo, el tanque de almacenamiento tiene dos salidas de crudo; la primera de ellas, donde el crudo que se va a vender se bombea al oleoducto y la segunda salida, es la propia para la generación eléctrica.
La energía eléctrica se produce de dos modos diferentes. Por un lado, el crudo se bombea a los generadores a crudo donde la energía térmica del crudo se transforma en energía mecánica y ésta a su vez, en energía eléctrica en el motor. La segunda forma de generación eléctrica es mediante turbinas a diésel donde se aprovecha la energía térmica de este (obtenido del crudo) para transformarla en energía eléctrica. Para ello, el crudo es calentado en un horno y dirigido a una columna de topping donde se separa la fracción de diésel del crudo y se recircula el resto del crudo hacia el oleoducto.
Al hilo de lo anterior, la línea de diésel se origina a la salida de la columna de topping. Cabe destacar que el horno es alimentado por diésel producido en la columna y por tanto, el diésel va a producir la energía eléctrica de las turbinas y va a generar el calor requerido en el horno.
2.2 ANÁLISIS Y CÁLCULO DE BALANCE DE MASAS.
4
otra corriente de gas (ambas generadas para poder extraer esos componentes del crudo y purificarlo); y una última corriente de diésel (que aparece debido a la existencia de una columna de topping que se usa para generar diésel y producir energía eléctrica a partir de motores).
Analizando el conjunto de procesos, se obtienen cuáles son las diferentes fuentes donde se generan GEI los cuales se enumeran a continuación (Figura 2):
1. ANTORCHA
2. HORNO
3. GENERADORES A CRUDO
4. TURBINAS A DIESEL
Además de estos puntos de emisión, se encuentran también emisiones difusas que se producen en los sondeos de pozos que se realizan en la instalación, sin embargo, estas no se consideran relevantes ya que suponen una cuantía irrelevante con respecto al total de GEI emitidos. Otra posible fuente difusa de emisión podrían ser los tanques de almacenamiento de crudo pero estos se encuentran cubiertos por lo que tampoco se deben tener en cuenta a la hora de realizar y cuantificar el inventario de GEI.
5
Figura 2. Datos de partida proporcionados por la empresa ( ) y fuentes de emisión de GEI ( ).
Todos estos datos proporcionados están referidos a nivel diario durante el año 2014, de modo que se tiene una tabla Excel con todos estos datos. (Se representarán ejemplos de ahora en delante de los 10 primeros días del año (Tabla 1)).
Producción
total (bbl)
Densidad (kg/m3)
Crudo a generadores
a crudo (bbl)
Diésel despachado
topping (bbl)
Consumo diésel turbinas
(bbl)
01/01/2014 34.758 915 1.782 2.548 2.492
02/01/2014 34.367 915 1.732 2.626 2.571
03/01/2014 26.914 915 1.578 1.913 1.863
04/01/2014 34.285 916 1.769 2.410 2.356
05/01/2014 33.918 916 1.599 2.568 2.514
06/01/2014 35.156 915 1.743 2.657 2.603
07/01/2014 35.092 915 1.715 2.569 2.515
6
Produccióntotal (bbl)
Densidad (kg/m3)
Crudo a generadores a crudo (bbl) Diésel despachado topping (bbl) Consumo diésel turbinas (bbl)
09/01/2014 34.722 915 1.777 2.556 2.503
10/01/2014 34.142 915 1.766 2.540 2.483
Tabla 1.Primeros datos proporcionados por la empresa acerca de algunos consumos y producciones.
Es necesario saber la cantidad total de crudo que llega al tanque de almacenamiento. Esta no va a ser la misma cantidad que sale por el oleoducto ya que parte se recircula para el uso en los generadores de crudo y la generación de diésel. Se calcula, por lo tanto, la cantidad de crudo que se deriva directamente a los generadores de crudo (generadores wartsila) y el horno. En el primer caso, el dato es ya conocido, mientras que para calcular la entrada al horno sólo se tiene la cantidad de diésel que se despacha en la planta topping. Es conocido que, a partir de nuestro crudo, se obtiene un 20% de diésel por cada unidad de crudo que entra en el horno y la planta topping. Así, teniendo el dato de la cantidad de diésel despachado, se puede calcular la entrada en el horno. (Crudo entrada en horno = diésel despachado planta topping * 100/20). Se tiene en cuenta además la equivalencia de 1bbl=0.159m3 para expresar el volumen en estas unidades (Tabla 2).
Crudo a generadores Wartsila (bbl) Crudo a generadores Wartsila (m3)
Diésel despachado Planta Topping (bbl) DIESEL DESPACHADO PLANTA TOPPING (m3)
CARGA CRUDO EN
HORNO (m3)
01/01/2014 1.782 283 2.548 405 2.026
02/01/2014 1.732 275 2.626 417 2.087
03/01/2014 1.578 250 1.913 304 1.521
04/01/2014 1.769 281 2.410 383 1.915
05/01/2014 1.599 254 2.568 408 2.041
06/01/2014 1.743 277 2.657 422 2.112
07/01/2014 1.715 272 2.569 408 2.042
08/01/2014 1.559 247 2.532 402 2.013
09/01/2014 1.777 282 2.556 406 2.031
10/01/2014 1.766 280 2.540 403 2.019
7
La cantidad de crudo que sale por el oleoducto (producción total) más la cantidad que se recircula a los generadores y horno conformarían la cantidad total de crudo que llega al tanque de almacenamiento. Sin embargo, una vez obtenido el diésel en la planta topping, el crudo sobrante se recircula de nuevo a la corriente de salida del oleoducto por lo que se debe restar esa cantidad a la suma de los términos mencionados anteriormente (Tabla 3).
Producción total (m3)
Crudo a generadores
wartsila (m3)
Carga crudo en
horno (m3)
Crudo salida
topping (m3)
Crudo entrada a tanque de almacenamiento(m3)
01/01/2014 5.526 283 2.026 1.620 6.214
02/01/2014 5.464 275 2.087 1.670 6.157
03/01/2014 4.279 250 1.521 1.217 4.834
04/01/2014 5.450 281 1.915 1.532 6.115
05/01/2014 5.392 254 2.041 1.633 6.055
06/01/2014 5.589 277 2.112 1.690 6.289
07/01/2014 5.579 272 2.042 1.634 6.260
08/01/2014 5.520 247 2.013 1.610 6.171
09/01/2014 5.520 282 2.031 1.625 6.209
10/01/2014 5.428 280 2.019 1.615 6.112
Tabla 3.Crudo total de entrada al tanque de almacenamiento. (Crudo entrada tanque=Producción total + Crudo a generadores wartsila + Crudo a horno-Crudo salida topping)
Una vez obtenida la cantidad de crudo que entra al tanque de almacenamiento, se calcula el gas generado que se obtiene en los procesos anteriores a dicha entrada. Sabiendo que la cantidad de gas que se genera por barril de crudo de entrada es de 175 scf gas/bbl crudo y que la equivalencia entre 1scf=0.0283m3, el resultado del volumen generado que se deriva a la antorcha queda expresado en la Tabla 4:
Crudo de entrada a tanque de almacenamiento
(bbl)
Volumen
de gas (scf) de gas (mVolumen 3)
01/01/2014 39.090 6.840.864 193.711
02/01/2014 38.726 6.777.222 191.909
03/01/2014 30.406 5.321.173 150.678
04/01/2014 38.465 6.731.414 190.612
05/01/2014 38.085 6.665.029 188.732
06/01/2014 39.557 6.922.489 196.023
07/01/2014 39.376 6.890.957 195.130
08/01/2014 38.816 6.792.809 192.350
8
Crudo de entrada atanque de almacenamiento
(bbl)
Volumen
de gas (scf) de gas (mVolumen 3)
10/01/2014 38.449 6.728.596 190.532
Tabla 4. Volumen de gas derivado a la antorcha.
De esta manera, ya se tienen los datos necesarios para el cálculo de los GEI generados en las 4 fuentes de emisión. Como se verá posteriormente, los factores de emisión para el cálculo de las toneladas equivalentes de CO2 (CO2e) vienen expresados en tonelada de CO2 por tonelada de compuesto. De este modo, se deberán pasar las unidades en volumen a unidades de masa. Para ello, se toman las densidades del crudo, diésel y gas que son conocidas por la empresa (Tabla 5).
Crudo a generadores Wartsila (m3)
Densidad Crudo (kg/m3)
Masa crudo a generadores (t)
Consumo de diésel
turbinas (m3)
Consumo de diésel Horno
(m3)
Densidad diésel (t/m3)
Masa diésel a turbinas (t) Masa de diésel a horno (t) Volumen de gas (m3)
Densidad
gas (kg/m3)
Masa de gas a antorcha
(t)
01/01/2014 283 915 259
396 8 0,83 328 7
193.711 1,33 257
02/01/2014 275 915 252
408 8 0,83 339 7
191.909 1,33 254
03/01/2014 250 915 229
296 7 0,83 245 6
150.678 1,33 199
04/01/2014 281 916 257
374 8 0,83 310 7
190.612 1,33 252
05/01/2014 254 916 232
399 8 0,83 331 7
188.732 1,33 250
06/01/2014 277 915 253
413 8 0,83 343 7
196.023 1,33 260
07/01/2014 272 915 249
399 8 0,83 331 7
195.130 1,33 258
08/01/2014 247 914 226
394 8 0,83 327 7
192.350 1,33 255
09/01/2014 282 915 258
397 8 0,83 330 6
193.535 1,33 256
10/01/2014 280 915 257
394 9 0,83 327 7
190.532 1,33 252
9
Como fue mencionado anteriormente, en las tablas se representan únicamente los 10 primeros días del año 2014 aunque existen datos de los 365 días del año. El objetivo es, saber las emisiones de GEI anuales y por tanto se trabajará con datos anuales totales. Se encuentran, durante 17 días del mes de octubre, una falta de datos en las medidas del consumo de diésel que se consumía en las turbinas. Como es necesario tener una cuantificación diaria, se realiza una estimación a partir del consumo medio del mes anterior y posterior y se establece ese valor medio para esos días. Además de esto, en los datos proporcionados referidos al consumo de crudo en los generadores Wartsila existen también 2 días donde se produce un error en la medición y los valores se disparan. Para corregir este error, se le asigna a estos dos días un valor que corresponde a la media de los consumos de la semana anterior y posterior a esos días concretos. Así, los flujos globales anuales en las diferentes fuentes de emisión son (Tabla 6):
Masa crudo a generadores
(t)
Masa diésel a turbinas
(t)
Masa diésel a horno
(t)
Masa de gas a antorcha
(t)
Total Anual 91.547 117.970 3.010 85.822
10
3 INVENTARIO DE EMISIONES DE GEI MEDIANTE ISO 14064
3.1 INVENTARIO DE EMISIONES.
Se va a explicar en este apartado las fuentes de emisión de la instalación, el año base que se tiene en cuenta para la realización del inventario de emisiones, la metodología de cuantificación de emisiones que se ha llevado a cabo y finalmente, se van a presentar las emisiones que se han generado en la instalación.
LÍMITES DE LA ORGANIZACIÓN Y OPERATIVOS.
La planta de extracción de petróleo se encuentra aislada por lo que toda la energía que se necesita consumir en la instalación es autogenerada en la misma, tal y como se ha explicado anteriormente. Este hecho es importante para el cálculo de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) porque se deben contemplar tanto emisiones directas como emisiones indirectas.
Las emisiones directas son aquellas que proceden de fuentes sobre las que la organización tiene control de operación, como por ejemplo las emisiones que se producen al realizar una combustión. Por otro lado, las emisiones indirectas comprenden tanto las emisiones sobre las que no tiene control la organización, las que no son propiedad de la compañía, como las emisiones generadas al producir energía eléctrica externamente y que es consumida por una organización. Por lo tanto, todas las emisiones que se generan en la planta son emisiones directas.
Las fuentes directas que se encuentran en la instalación son:
Antorcha
Horno
Generadores
Turbinas
AÑO BASE DE LA COMPAÑÍA.
Se establece el año 2014 como año base ya que es cuando por primera vez se analizan las emisiones de GEI de esta planta. Por ello, se ha trabajado con datos de ese año.
METODOLOGÍA DE CUANTIFICACIÓN Y FACTORES DE EMISIÓN.
11
(ver apartado 2) y posteriormente se le ha aplicado su factor de conversión a dióxido de carbono (CO2) correspondiente. De esta forma, se obtiene la cantidad de dióxido de carbono equivalente (CO2e) que es emitido en la instalación. Los factores asociados a las emisiones del horno, generadores y turbinas se han obtenido de las “Directrices del IPCC de 2006 para los
inventarios nacionales de gases de efecto invernadero” (3). En cambio, el factor de emisión para los gases de la antorcha se ha calculado de manera específica a partir de la cromatografía de los gases proporcionada por la empresa.
A continuación se van a explicar los factores de emisión aplicados en cada una de las fuentes.
Antorcha
El cálculo del factor de emisión de los gases se procedió de la siguiente manera: Se proporcionaron 4 cromatografías de los gases que salen por la antorcha. Posteriormente, se hizo una media de las cromatografías (Tabla 7) para cada uno de los gases y se procedió al cálculo de la masa de cada gas.
Composición de los gases Cromatografía media (%)
Nitrógeno (N2) 7,85
Agua (H2O) 0,87
Dióxido de carbono (CO2) 24,54
Metano (C1) 44,82
Etano (C2) 4,25
Propano (C3) 8,27
Isobutano (iC4) 1,60
Butano (nC4) 4,63
Isopentano (iC5) 1,81
Pentano (nC5) 1,10
Hexano (C6) 0,07
Heptano (C7) 0,19
Octano (C8) 0,00
Nonano (C9) 0,00
Suma total 100,00
12
(Ejemplo con Etano, C2):Para saber la masa de etano, se multiplica el porcentaje de ese compuesto dado en la cromatografía por su masa molecular, obteniéndose así la masa del compuesto.
4,2% · 30𝑔 = 127,5𝑔
Una vez calculada la masa media de cada compuesto, se halla cuál es su porcentaje dentro del total de la mezcla de gases que salen por la antorcha:
127,5𝑔
3.119,61= 4,1%
Seguidamente es necesario saber cuántos gramos de carbono tenemos por cada gramo de compuesto, para ello se realiza el siguiente cálculo:
12 𝑔 𝐶 1 𝑚𝑜𝑙 𝐶×
2 𝑚𝑜𝑙 𝐶 1 𝑚𝑜𝑙 𝐶2𝐻6×
1 𝑚𝑜𝑙 𝐶2𝐻6 30 𝑔 𝐶2𝐻6 = 0,8
𝑔 𝐶 𝑔 𝐶2𝐻6
Para finalizar, se tiene que calcular cuántos gramos de CO2 se tienen respecto a gramos de C calculados anteriormente.
0,8 𝑔𝐶𝑔𝐶
2𝐻6· 44 𝑔 𝐶𝑂2
12𝑔 𝐶 · 4,1% = 0,120 𝑔 𝐶𝑂2 𝑔 𝐶2𝐻6
Este último número es el factor de emisión del Etanol. Para calcular el factor de emisión del gas de proceso, hay que realizar la misma operación para todos los elementos que componen el gas y sumar sus respectivos factores de emisión. Así, se obtiene que el factor de emisión total para nuestro gas es de 2,03 t CO2e/ t gas.
Horno y turbinas
13
Posteriormente, se tiene que multiplicar este último valor por el Poder Calorífico Inferior (PCI) del diésel, que en este caso es de 0,0431 TJ/t.
Con esta última operación el factor de emisión aplicable a los procesos que consumen diésel es de 3,16 t CO2e/t diésel.
Generadores
Para calcular el factor de emisión del crudo, se realizan los mismos pasos que para el horno y las turbinas pero tomando el factor de emisión correspondiente al crudo, que es de 73.330 kg/TJ. Si se aplica el factor de oxidación, el resultado sería 72,567 t/TJ.
Por otro lado, el PCI del crudo es 0,0431 TJ/t por lo que si se aplican exactamente los mismos pasos que anteriormente se concluye que el factor de emisión a utilizar para el crudo es de 3,127 t CO2e/t crudo. Sin embargo, para los cálculos realizados en los apartados posteriores, ha sido necesario calcular el PCI del crudo que es usado específicamente en la instalación, que tiene como valor 0,0402 TJ/t. Por lo que, se obtiene que el factor de emisión del crudo es de: 2,91 t CO2e/t crudo.
RESULTADOS INVENTARIO EMISIONES GASES EFECTO INVERNADERO.
Una vez determinados los factores de emisión, se halla la cantidad total de CO2e que se emite a la atmósfera multiplicando dichos factores de emisión por la cantidad de combustible de entrada a los equipos (visto en apartado 2, Tabla 8) para cada fuente de emisión.
Masa de gas antorcha (t)
Gasóleo turbina (t)
Gasóleo Horno (t)
Crudo a
Generadores (t)
85.821 117.970 3.010 91.546
Tabla 8. Cantidades anuales de combustibles en cada fuente de emisión
Ejemplo: Cálculo de emisiones de CO2e en la antorcha
14
De esta manera, las emisiones de CO2e a la atmosfera producidas por las distintas fuentes de emisión son (Tabla 9):
Emisión CO2e Antorcha (t)
Emisión CO2e Turbina (t)
Emisión CO2e Horno (t)
Emisión CO2e generadores (t)
174.179 372.997 9.517 266.783
Tabla 9. Emisiones de GEI en cada fuente de emisión.
Si se suman todas las emisiones, hacen un total de emisiones: 823.477 toneladas de CO2e
Si comparamos esta cifra con las emisiones de CO2 provenientes de la quema de combustibles fósiles y fabricación del cemento, se observa que en España suponen tan solo un
0,3% del total de sus emisiones mientras que en Bolivia suponen un 5,3% (4).
Por otro lado, en cuanto a las emisiones de CO2 originadas por el transporte que comprenden las emisiones de la quema de combustible de todas las actividades de transporte excepto los bunkers marítimos y la aviación internacional (independiente del sector), es decir, la aviación nacional, la navegación nacional, el transporte terrestre y el transporte ferroviario; se observa que en España correspondería al 0,9% mientras que en Bolivia al 13,7% (5)(Tabla 10).
Alcance Emisiones de CO2e (kt)
Estimación de emisiones de CO2e aportadas
por la instalación (%)
Instalación de estudio 823,5 100
España (año 2010) 269.675 0,3
Bolivia (año 2010) 15.456 5,3
Transporte en España
(año 2011) 91.000 0,9
Transporte en Bolivia
(año 2011) 6.000 13,7
15
Por último, si se comparan las emisiones de la planta con las de dos modelos de coche (Seat Ibiza y Audi A6) y sabiendo que el rodaje medio anual de los automóviles que circulan por las carreteras españolas cerrará el presente ejercicio con una cifra inferior a los 10.000
kilómetros (9.928 kilómetros (6)), se tiene que (Tabla 11):
SEAT IBIZA 1.6 TDI MAN. 5V 105 CV (7) 109 g CO2/km · 9.928 km 1.082.152 g CO2
1,082 t 762.478 coches circularían con las correspondientes emisiones de nuestra instalación.
Audi A6 AVANT MY16 2.0 TDI MAN. 6V 150CV PK06 (7) 124 g CO2/km · 9928 km 1.231.072 g CO2 1,231 t 669.493 coches circularían con las correspondientes emisiones de nuestra instalación.
Automóviles Emisiones de CO2e (t) Número de automóviles
equiparando la instalación de estudio
Seat Ibiza 1.6 TDI (105 CV) 1,1 762.478
Audi A6 AVANT (150CV) 1,2 669.493
16
4 BALANCE ENERGÉTICO Y CONSUMO ACTUAL DE COMBUSTIBLE EN LA PLANTA
La energía eléctrica que requiere la instalación es generada mediante dos turbinas a diésel y siete generadores a crudo. De este modo, la energía que se obtiene en cada unidad es calculada según la potencia y las horas anuales de operación del equipo, que para ambos casos son 8.400 horas. No obstante, hay que considerar que las turbinas a diésel operan al 87,6% de su capacidad nominal, mientras que los generadores funcionan al 100% de su capacidad.
Ejemplo: Cálculo de la energía generada en una turbina a diésel y en un generador a crudo.
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 (𝑘𝑊ℎ)
= 𝐻𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (ℎ) · 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 (𝑘𝑊) · 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑎𝑙 (%)
= 8.400 · 30.100 ·87,6
100 = 𝟐𝟐𝟏. 𝟒𝟖𝟕. 𝟖𝟒𝟎
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑎 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜(𝑘𝑊ℎ)
= 𝐻𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (ℎ) · 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 (𝑘𝑊) = 8.400 · 6.426 = 𝟓𝟑. 𝟗𝟕𝟖. 𝟒𝟎𝟎
A continuación, se presentan en la Tabla 12 y Tabla 13 los valores de la energía generada en las turbinas y los generadores a crudo.
Turbina Tiempo de operación anual (h) turbina (kW) Potencia de Energía generada (kWh) Energía generada (MWh)
1 8.400 30.100 221.487.840 221.488
Total 8.400 60.200 442.975.680 442.976
Tabla 12. Potencia, energía y tiempo de funcionamiento en turbina a diésel.
Generadores a crudo
Tiempo de operación anual (h)
Potencia del generador a crudo (kW)
Energía generada (kWh)
Energía generada (MWh)
1 8.400 6.426 53.978.400 53.978
Total 8.400 44.982 377.848.800 377.849
17
De esta forma, la energía total que se genera en la instalación es la suma de la energía producida en las dos turbinas y en los siete generadores a crudo, alcanzando la cifra total de 820.824 MWh. Cabe indicar que esa energía es la necesaria para que la planta se autoabastezca y corresponde a una potencia total instalada de 105 MW.
Por otro lado, se calculan las cantidades de combustible, diésel y crudo de petróleo, que actualmente son requeridas en la planta.
La masa de diésel que entra en la turbina debe ser hallada considerando el poder calorífico inferior del diésel (PCI) y el rendimiento del equipo que es de un 32%.
𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 (𝑡) = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 (𝑘𝑊ℎ) 𝑃𝐶𝐼 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 (𝑘𝑊ℎ𝑘𝑔 ) · 1.000
=221.487.840
11,74 · 1.000= 18.866
𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 (𝑡)
= 𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 (𝑡)
𝑅𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 = 18.866 ·
100 32 = 𝟓𝟖. 𝟗𝟓𝟕
Por tanto, al tener operativas dos turbinas, la masa total de diésel en las dos equipos alcanza la cifra de 117.913 t. Esta cifra coincide con la calculada previamente en el balance de masas.
La masa de crudo de petróleo que entra al generador se halla teniendo en cuenta que el rendimiento del equipo es del 37%.
𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 (𝑡) = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 (𝑘𝑊ℎ) 𝑃𝐶𝐼 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 (𝑘𝑊ℎ𝑘𝑔 ) · 1.000
= 53.978.400
11,16 · 1.000= 4.839
𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 (𝑡)
= 𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 (𝑡)
𝑅𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 = 4.839 ·
100 37 = 𝟏𝟑. 𝟎𝟕𝟖
18
5 OPTIMIZACIÓN ENERGÉTICA EN LA INSTALACIÓN
Este apartado va a contemplar varios escenarios para que la planta produzca energía, con la intención que se reduzcan las emisiones de GEI que hay actualmente y obtener mayor rentabilidad del crudo que se extrae. Además se van a proponer acciones de eficiencia energética para operar los equipos que tienen mayor consumo energético. Todo ello, con el fin de conseguir una optimización energética en la instalación.
5.1. ESCENARIOS DE MEJORA ENERGÉTICA EN LA PLANTA
Una vez obtenida la energía necesaria en la planta para su funcionamiento, se van a valorar tres escenarios para que se produzca dicha energía con una menor emisión de GEI y que por tanto, suponga a la vez un beneficio económico al poder vender mayor cantidad de crudo de petróleo. En cada una de las propuestas se va a calcular la cantidad de crudo que ya no se necesita para la producción de energía, su consecuente beneficio económico y las emisiones de GEI en cada una de las fuentes de emisión.
5.1.1. PRIMERA PROPUESTA: EMPLEO DE TURBINAS A DIÉSEL CON GAS DE ANTORCHA
La primera propuesta que se plantea es usar el gas generado en la instalación, que actualmente se quema en la antorcha, como combustible en las turbinas a diésel (Figura 3). Estas turbinas pueden operar de forma dual tanto con gas natural como con diésel, de manera que el cambio de combustible se considera viable. Esto permitirá un aprovechamiento de la energía del gas para un mejor y más eficiente funcionamiento de la planta. Además, se generaría energía eléctrica con los siete generadores a crudo que ya operan en la planta.
19
Como se ha visto en el balance energético, cada turbina puede generar una energía de 221.488 MWh, por lo que se va a calcular cuánta energía es generada por el gas producido en la planta con el objeto de saber si sería suficiente esa energía para operar en las turbinas a diésel. Para ello, es necesario recordar que la cantidad de gas anual generada en la planta es de 85.822 t como se ha visto en el balance de masas y que la turbina tiene un rendimiento del 32%, por lo tanto:
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑀𝑊ℎ) = 𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎(𝑡) · 𝑃𝐶𝐼 𝑔𝑎𝑠 (𝑘𝑊ℎ 𝑘𝑔 ) = 85.822 · 7,79 = 𝟔𝟔𝟖. 𝟓𝟓𝟑
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑀𝑊ℎ)
= 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑀𝑊ℎ) · 𝑅𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎
= 677.809.166 · 32
100= 𝟐𝟏𝟑. 𝟗𝟑𝟕
Se observa que la energía de gas anual que se puede aprovechar en la turbina es de 213.937 MWh y dista de la energía que requería una turbina operando al 87,6% de su capacidad nominal (221.488 MWh), como sucede actualmente en la planta. Por tanto, las turbinas a diésel no pueden funcionar exclusivamente con el gas producido en la planta y la alternativa sería que una turbina operara con el gas de proceso (turbina 1) y que la otra turbina utilizara como combustible el diésel (turbina 2).
Así, la turbina 1 operaría a una capacidad menor que en la actualidad porque se generaría menos energía con el gas de proceso y por eso, la turbina 2 debe trabajar a una capacidad superior para que en el balance global, la energía producida en las dos turbinas sea igual a 442.976 MWh, como requiere la instalación.
En primer lugar, se va a calcular cuánta energía es necesaria en la turbina 2, teniendo en cuenta que la energía que no es aportada por el gas debe ser aportada por diésel. Para ello se debe hallar la cantidad de diésel en exceso que entraría en la turbina 2 si se compara con el presente.
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑀𝑊ℎ) =
= 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑎 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 (𝑀𝑊ℎ)
20
𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑡) = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑀𝑊ℎ) 𝑃𝐶𝐼 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 (𝑘𝑊ℎ𝑘𝑔 ) · 𝑅𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎=
7.551 11,74 ·
100 32
= 2.010
𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 2 (𝑡)
= 𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎(𝑡) + 𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑡) = 58.957 + 2.010 = 𝟔𝟎. 𝟗𝟔𝟔
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 2 (𝑀𝑊ℎ)
= 𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 2 (𝑡) · 𝑃𝐶𝐼 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 (𝑘𝑊ℎ 𝑘𝑔 )
· 𝑅𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 = 60.966 · 11,74 · 32
100= 𝟐𝟐𝟗. 𝟎𝟑𝟗
De este modo, la energía en la turbina 2 es de 229.039 MWh que es un valor superior a la energía producida en una turbina actualmente en funcionamiento como era esperable. Esto es así porque en la turbina 1 se obtiene una energía menor al caso presente por el uso de gas de proceso como combustible.
A continuación, se presenta en la Tabla 14 la energía necesaria en cada una de las turbinas.
Turbina Energía generada (MWh)
1(gas) 213.937
2(diésel) 229.039
Total 442.976
Tabla 14. Cantidad de energía necesaria en las turbinas.
Se concluye, que la turbina 1 y la turbina 2 aportarían una energía de 213.937 MWh y 229.039 MWh, respectivamente. Por lo que se alcanza la cifra total de 442.976 MWh que era la requerida. Asimismo, la energía producida en los generadores a crudo es de 377.849 MWh por lo que la energía total generada sigue siendo 820.824 MWh.
21
𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 1 (%) = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑀𝑊ℎ) 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑎 𝑠𝑢 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 (𝑀𝑊ℎ)
= 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑀𝑊ℎ)
𝐻𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (ℎ) · 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 (𝑀𝑊)=
213.937 8.400 · 30,1=
213.937 252.840 = 84,6
𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 2 (%) = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 (𝑀𝑊ℎ)
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑎 𝑠𝑢 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 (𝑀𝑊ℎ)
=229.039
252.840= 90,6
Una vez hallada la cuantía de diésel necesaria por esta propuesta, se puede hallar el diésel que ya no se consume en la planta con el objeto de saber el crudo que se ahorra, es decir, es dirigido al oleoducto y que da lugar a un beneficio económico tras su venta.
El diésel ahorrado se halla por la diferencia del requerido en una turbina que opera actualmente en planta menos la cantidad de diésel en exceso en la turbina 2, calculada anteriormente. Por otro lado, se va a considerar que el volumen de diésel ahorrado se equipara al volumen de crudo ahorrado debido a la semejanza de sus densidades.
𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 (𝑡)
= 𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 (𝑡)
− 𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 2 (𝑡) = 58.957 − 2.010 = 56.947
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 (𝑏𝑏𝑙) = 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 (𝑡) · 1
𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 (𝑚𝑡3)
· 1 (𝑏𝑏𝑙) 0,1589873 (𝑚3)
= 56.947
0,83 · 0,1589873= 431.546
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 (𝑏𝑏𝑙) ≈ 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 (𝑏𝑏𝑙) = 431.546
Una vez hallado el volumen de crudo que se ahorra contemplando esta primera propuesta, se va a determinar el beneficio económico considerando dos supuestos de precio del crudo (40$/bbl y 60$/bbl) como se observa en la Tabla 15.
Precio Barril ($/bbl) Crudo ahorrado en turbinas (bbl) Beneficio económico ($)
40 431.546 17.261.851
60 431.546 25.892.777
22
Por último, se recalculan las emisiones de CO2e que hay en cada una de las fuentes de emisión. Cabe indicar que la fuente de emisión de la antorcha no se contabilizaría puesto que es en la turbina 1 donde se aprovecha el gas de producción y es ahí donde se contemplan sus emisiones. Por tanto, las emisiones producidas en las turbinas serían:
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎𝑠
= 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 + 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 (𝑡 𝐶𝑂2𝑒 ) = 𝟏𝟕𝟒. 𝟏𝟕𝟗
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙(𝑡 𝐶𝑂2𝑒 )
= 𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎𝑠 (𝑡) · 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 ( 𝑡 𝐶𝑂2 𝑡 𝑔𝑎𝑠ó𝑙𝑒𝑜) = 60.966 · 3,1618 = 𝟏𝟗𝟐. 𝟕𝟔𝟐
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎𝑠 = 174.179 + 192.762 = 𝟑𝟔𝟔. 𝟗𝟒𝟏
Las emisiones de la fuente de generadores a crudo van a ser las mismas que existen en la actualidad ya que no se ha producido ninguna modificación en esa línea y ascienden a
266.783 t CO2e.
Las emisiones producidas en el horno no serían las mismas que las existentes en la actualidad puesto que ahora se requeriría menor cantidad de diésel en las turbinas, lo que implica que se necesite menor cantidad de crudo y por tanto, se necesite menos diésel que genere calor en el horno. Es por ello que se necesita recalcular el balance de masas para saber la cantidad de diésel de entrada al horno.
La masa de diésel que alimenta al horno se halla considerando que el 97,51% del diésel producido en la columna topping se dirige a las turbinas (valor ya calculado) y por tanto, el restante 2,49% es el diésel que alimenta al horno.
𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑙 ℎ𝑜𝑟𝑛𝑜 (𝑡) = 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 (𝑡) · 2,49
97,51= 56.947 · 2,49 97,51 = 1.453
𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 ℎ𝑜𝑟𝑛𝑜 (𝑡)
23
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙(𝑡 𝐶𝑂2𝑒 )= 𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 ℎ𝑜𝑟𝑛𝑜 (𝑡) · 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 ( 𝑡 𝐶𝑂2 𝑡 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙) = 1.557 · 3,1618 = 𝟒. 𝟗𝟐𝟑
Una vez halladas todas las emisiones de GEI (Tabla 16) generadas en cada una de las fuentes, se determina que el total de emisiones producidas en la planta según la primera propuesta es de 638.647 t. Esto supone un ahorro de emisiones de 184.829 t.
Fuente de emisión Emisión CO2e (t)
Antorcha 0
Generadores a crudo 266.783
Turbinas 366.941
Horno 4.923
Total 638.647
Tabla 16. Inventario de emisiones de GEI para la primera propuesta.
En conclusión, si se recircula el gas de proceso para alimentar la turbina 1, supone un ahorro de emisiones de 184.829 t y un beneficio económico entre 17 y 26 millones de dólares para los precios de barril de petróleo considerados. Además, no conlleva inversión asociada dado que las turbinas existentes son duales y pueden trabajar con diésel o con gas. Evidentemente sí haría falta instalar la red para conducir el gas hasta dichas turbinas.
5.1.2. SEGUNDA PROPUESTA: SUSTITUCIÓN DE GENERADORES A CRUDO POR GENERADORES A GAS
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Figura 4. Segunda propuesta. Modificación en la línea de generadores a crudo.
La energía requerida anualmente en los siete generadores a crudo es de 377.849 MWh como ya se observó en el balance energético de la planta y la energía que el gas de proceso genera en los generadores a gas es de 213.937 MWh (visto el cálculo en la primera propuesta ya que los generadores a gas y las turbinas a diésel tienen el mismo rendimiento del 32%). Por tanto, los generadores a gas proporcionarían el 56,6% de la energía que se produciría en esa línea y la energía restante permanecería siendo aportada por el crudo de petróleo.
En primer lugar, se va a determinar el número de generadores a gas de potencia nominal 1.050 kW que serían necesarios instalar para aprovechar la energía proporcionada por el gas de proceso.
𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑎 𝑔𝑎𝑠
= 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑀𝑊ℎ)
𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 (ℎ) · 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑎 𝑔𝑎𝑠 (𝑀𝑊)
= 213.937
8.400 · 1,050= 24,26
25
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑑𝑒 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑎 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 (𝑀𝑊ℎ)= 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑎 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 (𝑀𝑊ℎ)
− 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑀𝑊ℎ) = 377.849 − 213.937 = 163.912
𝑁º 𝑑𝑒 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑎 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜
= 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑑𝑒 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑎 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 (𝑀𝑊ℎ)
𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 (ℎ) · 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑎 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 (𝑀𝑊)
= 163.912
8.400 · 6,426= 3,04
Se llega a la conclusión que es necesario instalar 25 generadores a gas y tener operativos 3 generadores a crudo de los 7 que había en funcionamiento.
En resumen, se produciría una energía de 442.977 MWh con las turbinas a diésel, 213.937 MWh con los generadores a gas y 163.912 MWh con los generadores a crudo; siendo la energía total generada en la instalación según la segunda propuesta de 820.824 MWh, que es la requerida en la planta.
Una vez vistos los cambios que deberían producirse en la instalación, se va a estudiar qué beneficio económico se consigue con el crudo que se ahorra y cuántas emisiones de GEI se consiguen reducir por esta medida.
Se va a calcular cuánto crudo de petróleo ya no es necesario en la producción de energía para el autoabastecimiento de la planta. Se halla por la diferencia entre el crudo que actualmente va a generadores a crudo y el crudo que iría a estos equipos considerando su rendimiento.
𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 (𝑡) =𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑑𝑒 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑎 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 (𝑀𝑊ℎ) 𝑃𝐶𝐼 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 (𝑘𝑊ℎ𝑘𝑔 )
=163.912
11.16 = 14.694
𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 (𝑡) =𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 (𝑡) 𝑅𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 (%)
= 14.694 ·100
37 = 39.713
𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 (𝑡)
= 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠(𝑡)
26
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 (𝑏𝑏𝑙) == 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 (𝑡) · 1
𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 ( 𝑡 𝑚3)
· 1 (𝑏𝑏𝑙) 0,1589873 (𝑚3)
= 51.834
0,915 · 0,1589873= 𝟑𝟓𝟔. 𝟏𝟓𝟔
Una vez hallado el volumen de crudo que se ahorra según la segunda propuesta, se va a determinar el beneficio económico suponiendo que el precio del crudo es 40$/bbl y 60$/bbl como se observa en la Tabla 17.
Precio Barril ($/bbl) Crudo ahorrado en los generadores (bbl) Beneficio económico ($)
40 356.156 14.246.223
60 356.156 21.369.335
Tabla 17. Beneficio económico en la primera propuesta.
A continuación, se van a recalcular las emisiones de GEI en la planta. Para ello, es necesario indicar que las emisiones en las turbinas a diésel y en el horno van a ser las mismas que se presentan actualmente en la instalación. Sin embargo, ya no se contabilizan las emisiones de gas de proceso en la antorcha sino en los generadores a gas que se deberían instalar y además, cambiarían las emisiones producidas en los generadores a crudo.
Para hallar las emisiones producidas en los generadores a crudo se multiplica la cantidad de crudo que se dirige a estos equipos por el factor de emisión del crudo.
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 (𝑡 𝐶𝑂2𝑒 )
= 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 (𝑡) · 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 ( 𝑡 𝐶𝑂2
27
Las emisiones totales producidas en cada una de las fuentes de emisión de GEI se presentan a continuación en la Tabla 18, siendo el total de emisiones de 672.242 t.
Fuente de emisión Emisión CO2e (t)
Antorcha 0
Generadores a crudo 115.731
Generadores a gas 174.179
Turbinas (diésel) 372.814
Horno 9.517
Total 672.242
Tabla 18. Inventario de emisiones de GEI para la segunda propuesta.
Según se observa en la Tabla 18, aprovechar el gas de proceso en generadores a gas que sustituyen a cuatro generadores a crudo supone un ahorro de emisiones de GEI de
151.235 t y un beneficio económico entre 14 y 21 millones de dólares para los precios de barril de petróleo considerados. En este caso sí sería necesaria una inversión para adquirir los motores generadores a gas.
5.1.3. TERCERA PROPUESTA: SUSTITUCIÓN DE GENERADORES A CRUDO POR TURBINAS A DIÉSEL Y EMPLEO DE GAS DE ANTORCHA EN LAS TURBINAS.
28
Figura 5. Tercera propuesta. Modificación en la línea de generadores a crudo y turbinas a diésel.
La turbina 1 y la turbina 2 contemplan el mismo caso visto en la primera propuesta. En resumen, la turbina 1 operaba con el gas de proceso y debido a que su energía es menor a la que existe en una turbina operativa actualmente, el equipo trabajaría a un 84,6% de su capacidad nominal. Es por ello que la turbina 2 debería trabajar a una capacidad real superior a la utilizada en el presente (87,6%) siendo del 90,6%. La turbina 3 sería un equipo que opera con las mismas características existentes en la actualidad, es decir, trabaja al 87,6% de su capacidad nominal.
Se presentan a continuación en la Tabla 19 y Tabla 20 la cantidad de diésel que iría a cada una de las turbinas, así como la energía que se produce en cada una de ellas.
Turbina Masa de diésel de entrada (t)
1 (gas) 0
2 (diésel) 60.966
3 (diésel) 58.957
Total 119.923
29
Turbina Energía generada (MWh)
1 (gas) 213.937
2 (diésel) 229.039
3 (diésel) 221.488
Total 664.463
Tabla 20. Energía generada en las turbinas para la tercera propuesta.
Por otro lado, se debe calcular la energía que debe ser aportada por los generadores a crudo y de este modo saber cuántos equipos permanecerían operativos y la cantidad de crudo de petróleo que se requeriría según esta propuesta.
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑛 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑎 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 (𝑀𝑊ℎ)
= 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑝𝑙𝑎𝑛𝑡𝑎 (𝑀𝑊ℎ) − 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎𝑠 (𝑀𝑊ℎ) = 820.824 − 664.463 = 156.361
Nº de generadores a crudo = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑛 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑎 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 (𝑀𝑊ℎ)
𝐻𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (ℎ) · 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 (𝑀𝑊)
= 156.361
8.400 · 6,426= 𝟐, 𝟗𝟎
Por tanto, la planta adquiriría la energía necesaria para autoabastecerse con 3 generadores a crudo y 3 turbinas a diésel.
A continuación se va a calcular la cantidad de crudo de petróleo que entraría en los generadores, teniendo en cuenta el rendimiento del equipo.
𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 (𝑡) =𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑛 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑎 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 (𝑀𝑊ℎ) 𝑃𝐶𝐼 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 (𝐾𝑊ℎ𝑘𝑔 )
=156.361
11,16 = 14.017
𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 (𝑡) = 14.017 · 100
37 = 𝟑𝟕. 𝟖𝟖𝟒
30
𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑡) =𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 2(𝑡) − 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 3 (𝑡) = 60.966 − 58.957= 2.010
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜(𝑏𝑏𝑙) = 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜(𝑡) · 1
𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 (𝑡 𝑚3)
· 1 (𝑏𝑏𝑙) 0,1589873 (𝑚3)
= 2.010
0,83 · 0,1589873= 15.231
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑏𝑏𝑙) ≈ 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑏𝑏𝑙) = 𝟏𝟓. 𝟐𝟑𝟏
De este modo, en las turbinas se va a consumir más diésel y por tanto, más crudo que en la actualidad pero sucede lo contrario con los generadores a crudo, como se va a observar a continuación.
𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠(𝑡) = 𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙(𝑡) −
𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑟𝑜𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑎 3 (𝑡) = 91.547 − 37.884 = 53.663
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠(𝑏𝑏𝑙)
= 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠(𝑡) · 1
𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 ( 𝑡 𝑚3)
· 1 (𝑏𝑏𝑙) 0,1589873 (𝑚3)
= 53.663
0,915 · 0,1589873= 𝟑𝟔𝟖. 𝟕𝟐𝟔
Se puede hallar el crudo ahorrado según la tercera propuesta mediante la diferencia entre el volumen de crudo ahorrado en los generadores y el volumen de crudo en exceso necesitado en las turbinas.
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 (𝑏𝑏𝑙)
= 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠(𝑏𝑏𝑙)
− 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 (𝑏𝑏𝑙) = 368.726 − 15.231 = 𝟑𝟓𝟑. 𝟒𝟗𝟓
31
Precio Barril ($/bbl) Crudo ahorrado en turbinas (bbl) Beneficio económico ($)
40 353.495 14.139.788
60 353.495 21.209.682
Tabla 21. Beneficio económico en la tercera propuesta.
Por último, se recalculan las emisiones de CO2e que hay en cada una de las fuentes de emisión. Al igual que ocurría en la primera propuesta, la fuente de emisión de la antorcha no se contabilizaría puesto que es en la turbina 1 donde se aprovecha el gas de producción. De esta forma, las emisiones producidas en las turbinas serían:
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎𝑠 (𝑡 𝐶𝑂2𝑒 )
= 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 + 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 (𝑡 𝐶𝑂2𝑒 ) = 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 1 = 𝟏𝟕𝟒. 𝟏𝟕𝟗
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 (𝑡 𝐶𝑂2𝑒 )
= 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 2 + 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 3
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 2 (𝑡 𝐶𝑂2𝑒 )
= 𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 2(𝑡) · 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 ( 𝑡 𝐶𝑂2 𝑡 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙) = 60.966 · 3,1618 = 𝟏𝟗𝟐. 𝟕𝟔𝟐
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 3 (𝑡 𝐶𝑂2𝑒 )
= 𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 3(𝑡) · 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 ( 𝑡 𝐶𝑂2 𝑡 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙) = 58.957 · 3,1618 = 𝟏𝟖𝟔. 𝟒𝟎𝟕
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 (𝑡 𝐶𝑂2𝑒 )
= 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 2 + 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 3 = 192.762 + 186.407 = 𝟑𝟕𝟗. 𝟏𝟔𝟗
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎𝑠 (𝑡 𝐶𝑂2𝑒 )
= 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 + 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 = 174.179 + 379.169 = 𝟓𝟓𝟑. 𝟑𝟒𝟖
32
𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 𝑒𝑛 𝑒𝑙 ℎ𝑜𝑟𝑛𝑜 (𝑡) = 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 𝑒𝑛 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎𝑠 (𝑡) · 2,49 97,51
= 2.010 · 2,49 97,51= 51
𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 ℎ𝑜𝑟𝑛𝑜 (𝑡)
= 𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 ℎ𝑜𝑟𝑛𝑜 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 (𝑡) + 𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 𝑒𝑛 𝑒𝑙 ℎ𝑜𝑟𝑛𝑜 = 3.010 + 51 = 𝟑. 𝟎𝟔𝟏
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑒𝑙 ℎ𝑜𝑟𝑛𝑜 (𝑡 𝐶𝑂2𝑒 )
= 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑒𝑛 ℎ𝑜𝑟𝑛𝑜 (𝑡) · 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 ( 𝑡 𝐶𝑂2 𝑡 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙) = 3.061 · 3,1618 = 𝟗. 𝟔𝟕𝟗
En los generadores a crudo, se van a reducir sus emisiones puesto que hay menos equipos en funcionamiento y por tanto, hay menos crudo que es usado en esta línea.
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑙𝑜𝑠 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑎 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 (𝑡 𝐶𝑂2𝑒 )
= 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 (𝑡) · 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 ( 𝑡 𝐶𝑂2 𝑡 𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜) = 37.884 · 2,9141 = 𝟏𝟏𝟎. 𝟒𝟎𝟎
Una vez halladas todas las emisiones de GEI generadas en cada una de las fuentes, se determina que el total de emisiones producidas en la planta según la tercera propuesta es de
673.428 t, como se observa en la Tabla 22. Esto supone un ahorro de emisiones de 150.049
t.
Fuente de emisión Emisión CO2e (t)
Antorcha 0
Generadores a crudo 110.400
Turbinas 553.348
Horno 9.679
Total 673.428
Tabla 22. Inventario de emisiones de GEI para la tercera propuesta.
33
5.1.4. RESULTADOS DE LAS PROPUESTAS ESTUDIADAS
En esta sección se van a presentar los resultados que se han obtenido en cada una de las propuestas estudiadas y en el caso que actualmente se lleva a cabo en la planta.
En primer lugar, se presentan en la Tabla 23 los equipos que deben operar en la instalación para que pueda generarse la energía necesaria para su funcionamiento.
Tabla 23. Número de equipos operativos y en reserva para generar energía.
Se observa en la Tabla 23 que en la actualidad se opera con 2 turbinas a diésel y 7 generadores a crudo. En la primera propuesta se operaría con 1 turbina con diésel, 1 turbina con gas de proceso y 7 generadores a crudo. En la segunda propuesta se generaría la energía con 2 turbinas a diésel, 3 generadores a crudo y 25 generadores a gas. En la tercera propuesta se obtendría la energía a través de 2 turbinas con diésel, 1 turbina con gas y 3 generadores a crudo. Además, en todos los casos se requiere tener equipos en reserva (back-up) para asegurar el correcto funcionamiento de la planta. Cabe destacar que en la planta ya hay instalados 3 turbinas a diésel y 9 generadores a crudo.
En segundo lugar, se presenta en la Tabla 24 la energía generada por los equipos que están en funcionamiento en cada uno de los casos y los consumos de combustibles.
Energía en turbinas (MWh) Energía en generadores a
crudo (MWh)
Energía en generadores
a gas (MWh)
Energía total (MWh) Diésel Gas
ACTUAL 442.976 - 377.849 - 820.824
PROPUESTA 1 229.039 213.937 377.849 - 820.824
PROPUESTA 2 442.976 - 163.912 213.937 820.824
PROPUESTA 3 450.526 213.937 156.361 - 820.824
Tabla 24. Energía generada actualmente y en las propuestas. Número de
turbinas
Número de
generadores Equipos en back-up ACTUAL 2 diésel 7 crudo 1 turbina + 2 generadores a crudo
PROPUESTA 1 1 diésel + 1 gas 7 crudo 1 turbina + 2 generadores a crudo
PROPUESTA 2 2 diésel 3 crudo + 25 gas 1 turbina + 6 generadores a crudo + 1 generador a gas
34
Se observa que la energía requerida para el funcionamiento de la planta en el presente coincide con la energía generada en cada una de las propuestas, como es necesario. No obstante, lo que difiere en cada uno de los casos es cómo se genera esa energía. En el caso actual, se usa como combustible diésel y crudo de petróleo pero para las propuestas que se plantean, se aprovecha también el gas de proceso.
Consumo en turbinas (t)
Consumo de crudo
en generadores (t) Consumo de gas en generadores (t) Diésel Gas
ACTUAL 117.913 - 91.547 -
PROPUESTA 1 60.966 85.822 91.547 -
PROPUESTA 2 117.913 - 39.713 85.822
PROPUESTA 3 119.923 85.822 37.884 -
Tabla 25. Consumo de combustibles actualmente y en las propuestas.
En la Tabla 25 se observa como la primera propuesta es la única que contempla la reducción de combustible diésel para la generación energética. Así mismo, la segunda y tercera propuesta es la que tiene en cuenta tanto la reducción de crudo de petróleo como combustible. Finalmente, las tres propuestas emplean el uso de gas de proceso para la producción de energía.
En tercer lugar, se presenta en la Tabla 26 el beneficio económico al ahorrarse crudo de petróleo, ya que se podría usar menor cantidad de dicho combustible para producir energía si se compara con el caso actual.
Beneficio económico ($)
Ahorro de crudo (bbl) Precio barril a 40$ Precio barril a 60$
ACTUAL - - -
PROPUESTA 1 17.261.851 25.892.777 431.546
PROPUESTA 2 14.246.223 21.369.335 356.156
PROPUESTA 3 14.139.788 21.209.682 353.495
Tabla 26. Ahorro de crudo de petróleo y beneficio económico en las propuestas estudiadas.
