ESCUELA MILITAR DE DE INGENIER INGENIER A MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE INGENIERÍA PETROLERA “BOLIVIA”
TRABAJO FINAL MODELOS DE SIMULACIÓN
APLICACIÓN DE LA TECNOLOGIA TECHNIP-TEALARC PARA LA PRODUCCION DE GAS NATURAL LICUADO EN BOLIVIA
EDWIN EROS GUTIERREZ LUNA GABRIEL OMAR VARGAS RODRIGUEZ
COCHABAMBA 2017
i
ÍNDICE DE CONTENIDO 1. 2. 2.1. 3. 3.1. 3.2. 3.2.1. 3.3. 3.3.1. 3.3.2. 3.3.3. 3.3.4. 3.4. 3.5. 3.5.1. 3.5.2. 3.5.3. 4. 4.1. 4.2.
4.3.
4.4.
4.5.
INTRODUCCIÓN................................................................... ..................................................................................... .................. 1 OBJETIVO GENERAL .............................................. ........................................................................ .............................. .... 2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS2 FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA ............................................................. ............................................................. 2 GAS NATURAL2 GAS NATURAL LICUADO (GNL)3 Propiedades Fisicoquímicas Del Gas Natural Licuado (GNL) ................. 3 CADENA DE PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL LICUADO (GNL)4 Licuefacción Del Gas Natural ........................................ .................................................................. .......................... 4 Transporte del GNL .......................................... ................................................................... ....................................... .............. 6 Almacenamiento Del Gas Natural Licuado .............................................. .............................................. 8 Regasificación Del Gas Natural Licuado ............................................ ................................................. ..... 9 TECNOLOGÍAS DE LICUEFACCIÓN DEL GAS NATURAL9 PROCESO DE LICUEFACCION DEL GAS NATURAL TECNOLOGIA TECHNIP-TEALARC11 Equipamientos Tecnología T ecnología Technip-tealarc T echnip-tealarc .......................................... .......................................... 12 Descripción Del Proceso Technip-tealarc .............................................. .............................................. 12 Refrigerantes Usados En El Proceso Proce so Technip-tealarc Te chnip-tealarc........................... ........................... 13 MARCO PRÁCTICO ................................................. ........................................................................... .............................. 14 COMPOSICION DEL GAS NATURAL DE ENTRADA A LA PLANTA14 DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD DE LA PLANTA EN TONELADAS/AÑO PARA UN CAUDAL DE ALIMENTACIÓN DE 15 MMSCF DE GAS NATURAL14 DETERMINAR LA CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DEL TANQUE DE GNL SI CONTINUOS CUBRIR LA DEMANDA DEL EJE TRONCAL PARA EL 2030 (240 MMSCFD) TENIENDO UNA AUTONOMÍA DE 7 DÍAS CONTINUOS15 DETERMINAR CUÁL ES LA CAPACIDAD DE REGASIFICACIÓN QUE TIENE QUE TENER LA PLANTA PARA SATISFACER LA DEMANDA DE GAS NATURAL EN LOS PRIMEROS AÑOS SI LA DEMANDA ES EL 25 % DE LA DEMANDA DE 2030.17 DETERMINACIÓN DEL COSTO TOTAL DE LA PLANTA DE GNL17
ii
ÍNDICE DE TABLAS TABLA 1: COMPOSICIÓN TÍPICA DEL GNL .....................................................................1 TABLA 2: COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL ...............................................................3 TABLA 3: PROPIEDADES FISICOQUIMICAS DEL GNL ...................................................4 TABLA 4: VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL TIPO DE TRANSPORTE DEL GAS NATURAL ............................................................................................................................7 TABLA 5: COMPOSICIÓN DE LOS REFRIGERANTES ..................................................13 TABLA 6: COMPOSICION DEL GAS NATURAL A LA SALIDA DE LA PLANTA SEPARADORA DE LIQUIDOS DE RIO GRANDE ............................................................14
iii
ÍNDICE DE FIGURAS FIGURA 1: CADENA DE VALOR DEL GNL .......................................................................4 FIGURA 2: PROCESO TÍPICO DE LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL .........................6 FIGURA 3. TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE GNL ....................................................8 FIGURA 4 : REGASIFICACIÓN DEL GNL ..........................................................................9 FIGURA 5: PROCESO DE LICUEFACCION DEL GAS NATURAL TECNOLOGIA TECHNIP-TEALARC .........................................................................................................11 FIGURA 6: DIAGRAMA DEL PROCESO TECHNIP-TEALARC .......................................13
iv
1. INTRODUCCIÓN El gas natural licuado (GNL) es gas natural que ha sido enfriado hasta el punto que se condensa a líquido, lo cual ocurre a una temperatura de aproximadamente –161°C y a presión atmosférica. Este proceso, denominado “licuefacción”, permite reducir su
volumen en aproximadamente 600 veces, facilitando su almacenaje en grandes cantidades y volviéndolo más económico para su transporte en barcos. Los países líderes productores de gas natural y que comercializan GNL a los mercados mundiales son Argelia, Indonesia y Qatar. Sin embargo, muchas naciones juegan pequeños pero importantes roles como productores de gas natural y exportadores de GNL, tales como Australia, Nigeria, y Trinidad y Tobago. En tanto, países como Angola y Venezuela están procurando alcanzar su máximo potencial en el mercado mundial de GNL. Y otros como Arabia Saudita, Egipto e Irán, que tienen grandes reservas de gas natural, también podrían participar como exportadores de GNL. El proceso de licuación del gas natural requiere de la extracción de algunos de sus componentes no-metano como el agua y el dióxido de carbono; esto se hace para evitar que se solidifiquen cuando el gas es enfriado a la temperatura del GNL (-161º C). A consecuencia de esto, el GNL está típicamente compuesto de me tano (ver tabla 1).
TABLA 1: COMPOSICIÓN TÍPICA DEL GNL
Fuente: [Kidnay and Parrish, 2006]
1
2. OBJETIVO GENERAL Aplicar la tecnología Technip Tealarc en una planta de licuefacción de gas natural para la producción de GNL en bolivia
2.1. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Determinar cuál es la capacidad de producción de la planta en toneladas de GNL/año con un caudal de alimentación de 15 MMSCFD de gas natural.
Determinar la capacidad de almacenamiento del tanque de GNL.
Determinar cuál es la capacidad de regasificación que tiene que tener la planta para satisfacer la demanda de gas natural hasta el año 2030.
Calcular el costo total de la planta.
Realizar la simulación del proceso de licuefacción de gas natural con el software aspen hysis
3. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA 3.1. GAS NATURAL El gas natural es un hidrocarburo que puede encontrarse en yacimientos, sólo o en compañía de petróleo. En el primer caso se denomina gas libre mientras que el segundo se conoce como gas asociado. Sus componentes pueden variar según el yacimiento, pero en general posee la siguiente composición como se observa en la tabla 2
2
TABLA 2: COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL
Fuente: [arias, 2006]
Además, posee impurezas como helio, oxígeno y vapor de agua. Las propiedades del gas natural según la composición del cuadro anterior son: Densidad relativa: 0,65 Poder calorífico: 9,032 kcal/m³ Mundialmente, en 2003, el gas natural ocupaba el tercer lugar entre las fuentes de energía primaria con un 24% del total. Los primeros lugares eran ocupados por el petróleo y el carbón con 37% y 26,5%, respectivamente. (Arias, 2006)
3.2. GAS NATURAL LICUADO (GNL) El GNL es gas natural que ha sido sometido a un proceso de licuefacción, que consiste en llevarlo a una temperatura aproximada de -160°C con lo que se consigue reducir su volumen en 600 veces. Esto permite transportar una cantidad importante de gas en buques llamados metaneros. El GNL se halla en estado líquido mientras que el gas seco (que viaja por gasoducto) se encuentra en estado gaseoso.
3.2.1. Propiedades Fisicoquímicas Del Gas Natural Licuado (GNL) Las principales propiedades fisicoquímicas del GNL se resumen en la tabla 3.
3
TABLA 3: PROPIEDADES FISICOQUIMICAS DEL GNL
Fuente: [enagas, 2003]
3.3. CADENA DE PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL LICUADO (GNL) Los procesos para llevar el gas natural al mercado constituyen la cadena de valor para el GNL las etapas más importantes, excluyendo las operaciones de conducción por tuberías en cada etapa, son: la exploración y producción, la licuefacción, el transpor te y el almacenamiento y regasificación (ver figura 1).
FIGURA 1: CADENA DE VALOR DEL GNL
Fuente: [Sistemas de Seguridad y Protección de GNL, 2003]
3.3.1. Licuefacción Del Gas Natural Consiste en módulos de procesamiento llamados trenes. El tamaño de un tren depende de los compresores y su capacidad anual se expresa en millones de 4
toneladas métricas (1T = 1336 m3 aprox. de gas). Su capacidad ronda los 4MMT que equivale a procesar más de 14 millones de m3 por día. Aunque los principios de licuefacción no cambien mucho suelen variar los métodos usados para el ciclo de refrigeración. Uno de los más usados es el que emplea propano pre-enfriado por su bajo costo específico, eficiencia y flexibilidad. El calor extraído es llevado por el propano y mezcla de refrigerantes a un ambiente de agua o aire. Hasta hace un tiempo se utilizaban turbinas de vapor para mover los compresores de refrigeración. El vapor que mueve las turbinas es posteriormente condensado, típicamente usando agua fría / fresca, que es, a su vez, la que permite extraer el calor del gas natural. El problema era la gran demanda de agua que precisaban. En muchos diseños posteriores las turbinas de vapor fueron reemplazadas por turbinas de gas para el movimiento de los compresores. También se empezó a usar aire como refrigerante. La nueva generación de plantas se va a ver beneficiada por la reducción en los costos debido a mejoramientos en el intercambio de calor. Dado que la licuefacción del gas natural implica trabajar a temperaturas en el entorno de -160 ºC, es necesario eliminar cualquier componente susceptible de congelarse (agua, gases ácidos e hidrocarburos pesados) durante el proceso de enfriamiento y obstruir el circuito de éste o producir daños (corrosión, picaduras, etc.) así como compuestos que puedan resultar nocivos para la instalación, como es el caso del mercurio. También es necesario eliminar la presencia de compuestos que excedan el límite permitido por las especificaciones del gas comercial obtenido en el punto de recepción una vez vaporizado en GNL. Los procesos con tales fines son los siguientes:
Deshidratación: puede ser mediante enfriamiento directo, absorción de agua en glicoles o adsorción de agua por sólidos
Tratamiento: el proceso de tratamiento es usado para la remoción de gases ácidos, CO2, H2S y otros componentes de azufre.
Recuperación de azufre
Circuito de refrigeración: se elimina el calor sensible y latente del gas natural, de forma que se transforma de estado gaseoso a alta presión a estado líquido 5
a presión atmosférica. Después de licuar el gas natural, éste es sub enfriado antes de ser almacenado.
Almacenamiento del gas natural licuado: los depósitos de GNL poseen tanque interior metálico y tanque exterior de hormigón pretensado entre los cuales existe un material aislante a fin de minimizar la entrada de calor desde el ambiente.
En la figura 2 se puede observar un proceso típico de licuefacción del gas natural. (Arias, 2006)
FIGURA 2: PROCESO TÍPICO DE LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL
Fuente: [arias, 2006]
3.3.2. Transporte del GNL Las formas mayoritarias de transporte son por gasoducto y por buque. Aunque el transporte de gas natural se realiza mayoritariamente por gasoducto, el transporte por metanero va aumentando en cantidad y en porcentaje. Algunos países sólo reciben GNL (Japón, Corea del Sur, India), y otros que tienen previsto aumentar la importación, sólo podrán hacerlo con GNL. El buque presenta ciertas diferencias respecto al transporte marítimo: 6
se pueden cambiar las rutas: para un mismo origen puede haber diferentes destinos, y para un mismo destino puede haber diferentes orígenes.
pueden realizarse mayores opciones de compra-venta de producto, antes y durante el transporte.
para grandes distancias y grandes cantidades el transporte por buque tiene un coste de transporte de la unidad de energía más bajo que el gasoducto.
a pequeñas distancias el transporte por buque tiene un coste mayor que el gasoducto, debido al coste de las instalaciones (en origen, de transporte y en destino).
En la tabla 4 se comparan las ventajas e inconvenientes del tran sporte del gas natural mediante buque y gasoducto. (Fernández, 2012)
TABLA 4: VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL TIPO DE TRANSPORTE DEL GAS NATURAL
Fuente: [Fernández, 2012]
7
3.3.3. Almacenamiento Del Gas Natural Licuado Los depósitos de GNL poseen tanque interior metálico (acero al 9% de Ni) y tanque exterior de hormigón pretensado (ver figura 3). Este es capaz de contener una eventual fuga de GNL desde el tanque interior. Entre los dos tanques existe un material aislante, con el fin de minimizar la entrada de calor desde el ambiente. La losa de hormigón del fondo del depósito exterior está atravesada por una serie de tubos que contienen resistencias de calefacción, cuyo objeto es mantener el terreno a temperatura superior a la de congelación. La tapa del depósito interior la constituye un techo suspendido de la cúpula del exterior por medio de tirantes. Este techo suspendido permite la comunicación entre los vapores presentes sobre la superficie del líquido y el gas contenido bajo la cúpula. El techo suspendido está aislado, por el lado cúpula, con una manta de fibra de vidrio. Todas las conexiones de entrada y salida de líquido y gas del tanque, así como las conexiones auxiliares para nitrógeno y tomas de instrumentación, se hacen a través de la cúpula, con lo que se tiene una medida de seguridad pasiva consistente en evitar posibles fugas de GNL
FIGURA 3. TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE GNL
Fuente: [arias, 2006]
8
3.3.4. Regasificación Del Gas Natural Licuado Una terminal de regasificación se compone principalmente de: un sistema de descarga de GNL, que incluye muelles y atracadero, tanques de almacenamiento de GNL; bombas de GNL dentro y fuera de los tanques, sistema de manejo del gas evaporado, y vaporizadores de GNL (ver figura 3). El GNL se transfiere del buque a las líneas de descarga y a los tanques de GNL en tierra, mediante las bombas de las embarcaciones. Durante la descarga, se genera gran cantidad del vapor en el tanque de almacenamiento, que se devuelve a los contenedores del barco mediante una línea de retorno de vapor. El vapor que no se devuelva al barco se comprime y canaliza hacia el recondensador.
FIGURA 4 : REGASIFICACIÓN DEL GNL
Fuente: [navarro, 2013]
3.4. TECNOLOGÍAS DE LICUEFACCIÓN DEL GAS NATURAL Los procesos de licuefacción usan principalmente la refrigeración mecánica, durante la cual el calor del gas natural se transfiere a un fluido refrigerante, mediante intercambiadores de calor en circuito cerrado. Los servicios auxiliares requeridos pa ra el procesamiento de GNL incluyen: gas de combustión (derivado de las corrientes de
9
proceso) para generar electricidad; fuentes de refrigeración (agua o aire), y de calefacción (vapor o sistema de aceite caliente). Los procesos de licuefacción pueden dividirse en tres categorías: 1). Ciclos de expansión, 2). Refrigerante mixto 3). Cascada. Los ciclos de expansión incluyen la expansión Joule-Thomson y la turbo-expansión; esta última, contempla los ciclos de turbo-expansión abiertos y cerrados, simples y dobles, con uno o dos fluidos de refrigeración, y la opción de pre-enfriamiento del propano. Existen varios procesos de licuefacción patentados, de los ciclos de expansión el Nitrogen Loop Niche, (NLN): los procesos de refrigerante mixto incluyen: Black y Veatch Pritchard SMR, Technip Tealarc, Linde (MFCP), Shell (DMR), ExxonMobil (PMR); los procesos cascada: Phillips Cascade y Conoco-Phillips Optimized Cascade, 1. Los procesos básicos de licuefacción en uso son:
a). Proceso De Refrigerante Puro En Cascada (Pure refrigerant cascade process). Con tres etapas de refrigeración, cada etapa tiene su propio refrigerante, compresor e intercambiador de calor, en la primera etapa de enfriamiento se utiliza propano, en la segunda, que es una etapa de condensación se utiliza etileno y finalmente, en la etapa de sub enfriamiento se utiliza metano.
b). Proceso De Refrigerante Mixto (Mixed refrigerant process). El proceso completo se alcanza en una sola etapa, se utiliza un refrigerante multicomponente, usualmente compuesto por metano, etano, propano y nitrógeno; la composición del refrigerante se optimiza para alcanzar la curva de enfriamiento del gas natural. El equipo es menos complejo que el proceso anterior, pero el consumo de energía es substancialmente mayor.
c). Proceso De Refrigerante Mixto Pre Enfriado (Pre-cooled mixed refrigerant process). Es el proceso de licuefacción más utilizado, se conoce por sus siglas en inglés como MCR (Multi-Component-Refrigerant), es una combinación de los 10
procesos cascada y refrigerante mixto; la combinación más utilizada es la del propano C3MR (Propane PreCooled Mixed Refrigerant). (Navarro, 2013)
3.5. PROCESO DE LICUEFACCIÓN DEL GAS NATURAL TECNOLOGÍA TECHNIP-TEALARC Este proceso se compone de dos ciclos de refrigeración ver figura 5. En el primer ciclo se enfrían una corriente de refrigerante mezclado. El refrigerante en este primer ciclo consiste de una mezcla de etano y propano. El segundo ciclo se enfría el gas natural con el refrigerante mixto desde el primer ciclo.
FIGURA 5: PROCESO DE LICUEFACCIÓN DEL GAS NATURAL TECNOLOGÍA TECHNIP-TEALARC
Fuente: [siles, 2012]
11
3.5.1. Equipamientos Tecnología Technip-tealarc A continuación, se describirán los equipamientos que tiene el proceso y las variables operativas de los mismos.
Intercambiador de calor con hojas planas y delgadas, en este ingresa el gas natural donde es preenfriado a aproximadamente -32ºC y tiene una presión de 38 Atm.
Torre fraccionadora, Se separan las fracciones C2+ y se mantiene a una T de -32ºC 7.5.2.3. Intercambiador de calor Criogénico, donde el gas natural es condensado y subenfriado. El gas natural entra a una P de 38 Atm y T de -32ºC y sale a una P de 1.5 atm y una T de -162ºC.
3 turbocompresores, uno que trabaja para el ciclo de pre enfriamiento, encargado de mantener la T de pre enfriamiento a -32ºC y dos para el ciclo de sub enfriamiento que se encargan de mantener el tren de sub enfriamiento a 162ºC.
Condensador del ciclo de refrigeración
3.5.2. Descripción Del Proceso Technip-tealarc Descripción del proceso Circuito de gas natural (ver figura 6). El GN que se alimenta es tratado para remover las impurezas y la humedad. El GN que entra al tren de licuefacción es primeramente preenfriado en un cambiador de calor de hojas planas y delgadas, para luego pasar a la torre fraccionadora donde se separa la fracción C2+, luego es condensado y sub-enfriado en el intercambiador de calor criogénico bobinado en espirales verticales. El GN licuado sales del cambiador de calor a una temperatura de -162°C, para ser posteriormente almacenado. Ciclos refrigerantes Como se puede apreciar en la figura 6 en este proceso se tienen 2 refrigerantes mixtos en circuito cerrado: el refrigerante del ciclo de licuefacción, que licua el GN y el refrigerante del ciclo de pre-enfriamiento que pre-enfría el refrigerante del proceso de licuefacción.
12
El refrigerante del ciclo de licuefacción es una mezcla de nitrógeno, metano, etileno, propano, mientras que refrigerante del ciclo de pre-enfriamiento es esencialmente una mezcla de etileno, propano y butano. (Siles, 2012)
FIGURA 6: DIAGRAMA DEL PROCESO TECHNIP-TEALARC
Fuente: [siles, 2012]
3.5.3. Refrigerantes Usados En El Proceso Technip-tealarc En este proceso se tienen dos ciclos de refrigerante, uno que es la etapa de enfriamiento del gas, y el otro que es la etapa de enfriamiento del refrigerante, a continuación se muestra en la tabla 5 con la composición de los refrigerantes :
TABLA 5: COMPOSICIÓN DE LOS REFRIGERANTES
Fuente: [siles, 2012]
13
4. MARCO PRÁCTICO 4.1. COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL DE ENTRADA A LA PLANTA Para realizar la simulación del proceso y posteriores cálculos manuales se usará la composición del gas natural procedente de la planta separadora de líquidos de rio grande (ver tabla 6).
TABLA 6: COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL A LA SALIDA DE LA PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS DE RIO GRANDE
Fuente: [YPFB corporación, 2012]
4.2. DETERMINACIÓN
DE
LA
CAPACIDAD
DE
LA
PLANTA
EN
TONELADAS/AÑO PARA UN CAUDAL DE ALIMENTACIÓN DE 15 MMSCF DE GAS NATURAL Para determinar la producción de la planta en la tabla 7 se detallan las condiciones de operación de la planta.
14
TABLA 7: CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LA PLANTA Capacidad de trabajo de la planta Caudal de entrada de gas natural Densidad del GNL
260 días/ año 15 MMSCF b 28.362 93.49%
Eficiencia de la tecnología
Para el cálculo de la capacidad se procede a realizar los siguientes cálculos El gas natural en la etapa de licuefacción puede reducir su volumen hasta 600 veces bajo esta condición se procede al calculo 1 1510 ∗ = 25000 600
28.362 1 260 25000 ∗ ∗ ∗ = 83620.834 2204.63 1 ñ ñ
La tecnología de producción tiene una eficiencia de 93.49 % 83620.834 /ñ ∗ 100 % = 89443.613 GNL 93.49 % ñ
4.3. DETERMINAR LA CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DEL TANQUE DE GNL SI CONTINUOS CUBRIR LA DEMANDA DEL EJE TRONCAL PARA EL 2030 (240 MMSCFD) TENIENDO UNA AUTONOMÍA DE 7 DÍAS CONTINUOS Solo el 85 % del volumen del tanque sirve para almacenar un líquido 240 ∗ 10 ∗ 0.0462 = 11088000
= 390945.631 28.362
11088000
Como solo el 85 % será utilizado en la máxima capacidad se tiene 390945.631 ∗ 100 % = 459936.036 ∗ 7 = 3.219 85%
Convirtiendo a
15
3.219 MMPC
(.)
=91167.567 m
Para poder hallar el diámetro del tanque de almacenamiento, se debe tomar de referencia del tanque de GNL tipo estándar con la elaboración de la siguiente tabla 8:
TABLA 8: DIÁMETROS ESTÁNDAR PARA TANQUES DE GNL CAPACIDAD (METROS CÚBICOS)
DIAMETRO (METROS)
50,000
60
150,000
70
Considerando estos valores de referencia se puede determinar con el volumen de capacidad deseado el cual es de 91167.567 , por lo tanto interpolando obtendremos el diámetro del tanque: D = 65.533 m
Para una capacidad de almacenamiento del tanque de 91167.567 GNL m3, se estima un diámetro de 65.533 m del tanque, con este valor se obtiene la altura con la fórmula del volumen de un cilindro: V=A∗H
Dónde: V: Volumen del cilindro, (m3) A: Área del cilindro, (m2) H: Altura del cilindro, (m)
Calculando primeramente el área del cilindro (Tanque de almacenamiento), mediante la siguiente ecuación: A=
π D 4
π ∗ (65,533) A= = 3372.951 m2 4
16
Dónde: A: Área del cilindro, (m2) D: Diámetro del cilindro, (m)
Despejando la altura (H) de la ecuación del volumen del cilindro, se tiene: V=A∗H H=
H=
V (m3) A (m2)
91167.567 m3 = 27.029 m (altura del tanque) 3372.951 m2
4.4. DETERMINAR CUÁL ES LA CAPACIDAD DE REGASIFICACIÓN QUE TIENE QUE TENER LA PLANTA PARA SATISFACER LA DEMANDA DE GAS NATURAL EN LOS PRIMEROS AÑOS SI LA DEMANDA ES EL 25 % DE LA DEMANDA DE 2030. Si la capacidad de regasificación es el 25 % de la demanda de 2030 entonces: 240 ∗ 0.25 = 60
Si el gas natural puede comprimirse teóricamente 600 veces su volumen capacidad de regasificación =
60 MMft3/dia 600
ft capacidad de regasificación = 100000 dia
4.5. DETERMINACIÓN DEL COSTO TOTAL DE LA PLANTA DE GNL Los costos totales de la planta de GNL considerando también los costos de la materia prima y el costo de la producción de GNL, se muestra en la siguiente tabla 9
17
COSTOS DE CADA ETAPA DE LA CADENA DE PRODUCCIÓN Etapas de la Cadena
Costo
Licuefacción
300 ($us / Ton / año)
Regasificación
7 ($us / MMBtu / año)
Tanque de GNL
300 ($us / m3 de GNL)
Por lo tanto, los costos detallados son los siguientes:
Costos de licuefacción $us GNL tn Costo licuefacción = 300 ∗ 89443.613 = 26.83x10 $us año ñ
Costos de regasificación:
Costo de regasificación = 7
$us ∗ 384615.385 MMBTU/año = 2.692x10 $us MMBTU/año
Costo del tanque de GNL:
Costo del tanque de GNL = 300
$us ∗ 91167.567 GNL = 27.35 x10 $us GNL
Costo de producción de GNL de la tecnología Technip-tealarc = + + = 56.872x10 $us OSTO DE LA MATERIA PRIMA = 15x10 MMSCF ∗
1.77 $ = 26.55x10 $ 1 MMSCF
5. SIMULACIÓN DEL PROCESO EN EL SOFTWARE ASPEN HYSIS SIMULACIÓN CON LA SUPOSICIÓN DEL USO DE UN RECYCLER SE CONSIDERO LA IMPLEMENTACIÓN DEL RECYCLER PERO SE CARECE DE DATOS Y LAS SUPOSICIONES QUE SE ASUME NO SIEMPRE SON EXACTAS LO QUE NOS GENERA INCONSISTENCIAS
18
19
SIMULACIÓN CON LA SUPOSICIÓN DE DIVIDIR UNA CORRIENTE
20
SE CONSIDERO LA DIVIDIR UNA CORRIENTE Y A LA VEZ ELIMINAR UNA VÁLVULA PARA ASÍ PODER SUPONER LA ENTRADA DE UNA NUEVA CORRIENTE, PARA ASÍ NO TRABAJAR CON UN CICLO CERRADO, PERO SE CARECE DE DATOS Y LAS SUPOSICIONES QUE SE ASUME NO SIEMPRE SON EXACTAS LO QUE NOS GENERA INCONSISTENCIAS
5. CONCLUSIONES Se pudo llegar a la conclusión de que este proceso se compone de dos ciclos de refrigeración en el cual el primer ciclo se enfrían una corriente de refrigerante mezclado, el refrigerante en este primer ciclo consiste de una mezcla de etano y propano en cambio en el segundo ciclo se enfría el gas natural con el refrigerante mixto desde el primer ciclo. Para realizar la simulación en el software Hysis se necesita saber más co ndiciones de proceso ya sé que carece de muchos datos los cuales estos son fundamentales para realizar la simulación, por tratarse de ser ciclos cerrados en la simulación se debe conocer la ubicación exacta del recycler dentro del diagrama, para poder realizar la simulación ya que aparentemente este proceso se lo realizo en estado dinámico SE REQUIERE UN NIVEL AVANZADO DE MANEJO DEL SOFTWARE HYSIS PARA PODER REALIZAR LA SIMULACIÓN.
BIBLIOGRAFÍA
Arias F. (2012) El gas natural licuado y la generación de energía eléctrica en méxico.
Enagas (2003). Sistemas de Seguridad y Protección de GNL
Fernández p. (2012). Dimensionamiento del proceso de licuación de una planta de gas natural offshore. Escuela técnica superior de minas
Navarro R. (2013). El gas natural licuado y la generación de energía eléctrica en México. Universidad autónoma de México
21