Conversión de centrales de combustóleo a otros combustibles

Boletín IIE
enero-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.
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 generación eléctrica que operan con combustóleo, cuyo
precio por unidad de energía se presenta actualmente 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%.
De las seis refinerías con
que cuenta PEMEX, dos de
ellas ya han sido modernizadas y reconfiguradas, y
una tercera está en proceso de modernización-reconfiguración.
El combustóleo es un combustible residual de la
refinación del petróleo que presenta una declinación en su producción, debido a que las refinerías
en México están haciendo reconversiones para
extraer más ligeros al crudo y sus residuos están
1
2
8
Instituto de Investigaciones Eléctricas
Comisión Federal de Electricidad
Artículo técnico
cambiando a coque de petróleo. De las seis refinerías con que cuenta Petróleos Mexicanos, dos de
ellas ya han sido modernizadas y reconfiguradas, y
una tercera está en proceso de modernización-reconfiguración. 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).
El presente trabajo presenta un panorama de los alcances que implica cada una
de estas opciones.
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-SEMARNAT-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 instalación de sistemas de limpieza de gases de combustión que son de alto costo de construcción y operación, para cumplir con los niveles permitidos.
Definición de las premisas técnicas
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 despachan 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 incorporación de tecnologías más eficientes, mediante la rehabilitación y modernización de sus unidades.
Lo anterior ha motivado a la CFE a realizar, con el
soporte del IIE, diversos estudios técnicos y económicos de conversión de unidades a:
•
Carbón o coque de petróleo
•
Gas natural
Metodología
Para el análisis de las alternativas de conversión de combustibles se debe considerar el siguiente proceso:
Son los parámetros y características que deben ser consideradas en la evaluación en los proyecto de conversión, esto es:
•
Evaluación de las condiciones del sitio
En el cual se especifican las características del mismo, las condiciones climatológicas y la infraestructura existente como tipo de sistema de enfriamiento principal, 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 tecnologías 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 ejemplifica la operación de un ciclo combinado.
•
La tecnología de reducción de emisiones para cumplir con la normativa 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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Artículo técnico
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 rehabilitados 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.
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).
•
Definición de equipos y sistemas nuevos
De acuerdo con el alcance de la conversión se
definen los equipos nuevos a instalar en los espacios y áreas disponibles.
Evaluación de alternativas
Se especifica una matriz de evaluación de alternativas 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 repotenciación de las unidades, consiste en la evaluación 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.
Figura 2. Ilustración de la operación de una planta de ciclo combinado
(Calpine, 2012).
–
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 nitrógeno (NOx)
En el caso de las turbinas de gas, por ser una tecnología más limpia, el
10
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 alternativas 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,
Artículo técnico
consumo de combustible y de potencia de auxiliares, 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 operación con combustóleo y los costos de la central
rehabilitada, incluyendo los costos anualizados
correspondientes con la inversión en la rehabilitación, consumo de agua desmineralizada
y de repuesto (en su caso); operación y mantenimiento fijos y variables, incluyendo en este
último los costos por insumos requeridos, como
el caso de piedra caliza en calderas de lecho fluidizado 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 instalación 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 combustible, 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 especificados por la NOM 085, tabla 3, siendo ésta la opción considerada como
Alternativas
Parámetros
Potencia Bruta (MW)
Potencia Neta (MW)
Flujo combustible (t/h)
Eficiencia LHV bruta (%)
Eficiencia LHV neta (%)
1
2
3
4
5
Carbón de
Sabinas
Carbón de
Colombia
Coque de
Texas
Mezcla
50% Colombia/
50% Texas
Mezcla
50% Sabinas/
50% Texas
385
349.8
167.3
40.67
36.95
385
352.3
131
40.79
37.31
385
348.0
109.9
41.31
37.33
385
348.6
120.5
40.75
36.88
385
347.7
133.5
40.78
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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Artículo técnico
Parámetros
Inversión (MMUSD)
Relación beneficio-costo
(RBC)
Periodo de recuperación
(PRC)
Costo unitario de inversión
(USD/kW)
Costo nivelado de inversión
(USD/MWh)
Costo nivelado de O&M
(USD/MWh)
Costo nivelado de
combustible (USD/MWh)
Costo nivelado total
(USD/MWh)
Indicadores económicos
3
4
5
Coque de Mezcla 50% Colombia/ Mezcla 50% Sabinas/
Texas
50% Texas
50% Texas
1
Carbón de
Sabinas
2
Carbón de
Colombia
463.63
404.88
430.55
441.32
462.58
0.65
1.43
1.93
1.57
1.31
>20
14.3
9.9
12.6
16.2
1,204
1,051
1,118
1,146
1,201
27.5
23.8
25.6
26.2
27.5
15.9
15.2
18.3
16.9
17.4
47.7
39.5
27.7
33.5
36
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.
Emisiones
contaminantes
NO´x (ppmv)
SO´x (ppmv)
PST (mg/Nm3)
Base
Conversión
Observación
156
1962
397
104.5
106.7
46
Sin equipo de control
Con equipo de control
Con equipo de control
Tabla 3. Comparación de emisiones a la atmósfera.
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 definición de espacios para almacenamiento de combustible, 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.
Figura 3. Ilustración de arreglo propuesto para la conversión a coque de
petróleo de dos unidades con caldera de lecho fluidizado y áreas de almacenamiento de combustible, piedra caliza y ceniza.
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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 repotenciación a ciclo combinado, esta opción implica:
Artículo técnico
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 tecnólogos, 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-Guadalajara, 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 repotenciación de una unidad de 300 MW se puede ver
en la tabla 4.
Uso directo del gas
La tabla 5 muestra que la potencia y eficiencia que se obtiene de la repotenciación 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 disponibilidad 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 eficienParámetros
Potencia bruta
Potencia neta
Estación de recepción
Tubería de gas de
estación a caldera
Turbinas de gas
Quemadores de gas
Recuperadores de calor
Unidades
MW
MW
Eficiencia bruta HHV
36
51.65
%
Eficiencia neta HHV
Eficiencia bruta LHV
Eficiencia neta LHV
33.83
41.33
40.79
50.12
57.2
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.
Repotenciación
con CC
Estación de recepción
Uso directo Repotenciación
281
761.5
264.61
738.9
Indicadores
Arreglo
Repotenciación
Unidades
2X1
VPN
1,754
MMUSD
No cambios en subesta- Calentadores fuera de
ción eléctrica actual
operación
TIR
RBC
PRI
Inversión
65.77
5
3.6
446
%
-años
MMUSD
No cambios en línea de Ampliación de subestatransmisión
ción eléctrica
Costo unitario de inversión
603.06
USD/kW
Costo nivelado de inversión
11
USD/MWh
Capacidad de líneas de
transmisión
Costo nivelado de O&M
5
USD/MWh
Costo nivelado de combustible
40
USD/MWh
Disponibilidad de
espacios
Costo nivelado total
55.51
USD/MWh
Tabla 4. Requerimientos en la conversión a gas de
unidades.
Paridad: 12.9 pesos/USD
Tabla 6. Parámetros técnicos de la conversión a gas.
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Artículo técnico
Parámetros Combustóleo
Conversión Uso
a coque * directo
Repotenciación
Unidades
Potencia
300
315
281
761.5
MW
Eficiencia
Régimen
térmico
Costo
variable
Costo
variable
38.12
39*
36
51.65
%
9,443
9,231
10,000
6970
kJ/kWh
116.44
23.54
47.3
32.97
USD/MWh
1502.11
303.65
610.17
425.29
$/MWh
cias térmicas estimadas para cada caso. La conversión 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 combinado de una central termoeléctrica.
Conclusiones
* Con mejora de eficiencia del canal de flujo de la turbina de vapor.
Tabla 7. Comparativo de costos variable de generación.
Combustible
Precio [USD/GJ]
HHV [KJ/kg]
Combustóleo*
Carbón nacional*
Carbón importado
Coque importado**
Gas natural*
12.33
2.88
5.60
2.55
4.73
41,900
18,623
26,282
33,029
52,000
Referencia: * COPAR 2013 (COPAR, 2013).
** Consultor Argus-Precio spot-Sept. 2012 (Argus Media, 2012).
Tabla 8. Precios de combustibles.
La conversión a gas o carbón y coque de petróleo de
las centrales termoeléctricas que queman combustóleo 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 operación, derechos de vía y la experiencia operativa del
personal.
Referencias
Figura 4. Ilustración de arreglo propuesto para la repotenciación a ciclo
combinado de una central termoeléctrica.
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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.
Artículo técnico
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. Software 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.
De izquierda a derecha: José Miguel González Santaló y Carlos Alberto Mariño
López.
CARLOS ALBERTO MARIÑO LÓPEZ
[[email protected]]
Energy Argus Petroleum Coke Market Prices, Argus Media, 2012.
Fernández, M. Nuevos combustibles: coque (de petróleo),
carbón y emulsiones. Boletín IIE, tendencias tecnológicas, octubre-diciembre, 2008.
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 diagnóstico de turbomaquinaria. Ha participado en proyectos relacionados con el análisis de la disminución 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 monitoreo 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-Azcapotzalco), 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 Secretario 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 Dictaminadora de la División de Ingeniería Mecánica e Industrial (DIMEI) de la UNAM y ahora del Instituto de Ingeniería, y en la actualidad es el Director de la División de Sistemas Mecánicos en el IIE.
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