Convertir gas natural en electricidad sin gastar agua
En lugar de lanzarlo a la atmósfera, las refinerías de petróleo suelen reciclar el gas excedente de sus procesos para generar su propia electricidad. De esta forma reducen sus costes de operación y emisiones.
Pero este sistema tiene un inconveniente: producir el vapor que hace girar las turbinas requiere calentar grandes cantidades de agua. Al final, lo que se gana en calidad del aire se pierde en consumo de un recurso natural escaso.
Hace unos años, ante la aprobación de normativas medioambientales más estrictas, Cepsa se propuso mejorar este proceso. La petrolera encargó a General Electric el desarrollo de un nuevo sistema de combustión para su refinería Gibraltar-San Roque que permitiera transformar gas en electricidad sin necesidad de inyectar agua al sistema.
Después de tres años de investigación, Power Generation Services (PGS), la unidad de GE especializada en ingeniería y mantenimiento de centrales térmicas, ha logrado desarrollar un proceso que prescinde de este elemento. “Es la primera vez que una refinería consigue combinar gas natural y gas residual de la propia planta en seco”, destaca Ramón Paramio, director general de General Electric PGS en Europa.
Juan Manuel García-Horrillo, director de gas y electricidad de Cepsa, afirma que la combinación de gas natural y de residuo da una mayor versatilidad a la operación de las turbinas, ya que el gas de las refinerías no es almacenable, lo que obliga a que los niveles de producción y demanda coincidan en cada momento.
La nueva tecnología está disponible en Gibraltar-San Roque desde julio de 2013. Gracias a ella, la planta ubicada en Algeciras ha reducido las emisiones de óxido nítrico en más de un 90% y mejorado el rendimiento de la cogeneración en alrededor de un 7%.
“A pesar de que el aumento de la rentabilidad total está siendo algo menor de lo esperado, se ha conseguido un aumento del rendimiento energético del 7%, se han acumulado más de 10.000 horas de funcionamiento y una reducción en la generación de emisiones superior al 90%”, comenta García-Horrillo.
General Electric PGS resalta también que el nuevo sistema ha multiplicado por tres los intervalos de mantenimiento de las turbinas, que han pasado de realizarse cada 8.000 horas a cada 24.000.
“Cuando inyectas agua al sistema, esta ataca las piezas de la máquina, lo que te obliga a cambiarlas con mayor frecuencia. Al no utilizar agua, eres menos agresivo con la máquina, lo que te permite optimizar el programa de mantenimiento”, explica Paramio.
La petrolera española, que posee otras dos refinerías en Tenerife y Huelva, señala que de momento no tiene planes de instalar la tecnología en otros centros de producción.
Los ingenieros de GE aprovecharon una de las paradas programadas de la planta para instalar el nuevo sistema, que lleva ya más de un año y medio en funcionamiento. “No es un prototipo, sino una tecnología probada”, dice Paramio. De hecho, el grupo estadounidense se dispone ahora a implementar el sistema en la planta de otro cliente en Canadá: una compañía dedicada a la extracción de petróleo de arenas bituminosas.
“Tenemos una lista importante de clientes, dentro y fuera de Europa, que pueden beneficiarse de esta tecnología”, apunta. Es la forma como trabaja PGS. Un cliente, en este caso Cepsa, tiene un problema, buscan una solución y cuando finalmente la encuentran, la aplican en este y otros clientes. “Es como operamos normalmente. Si no fuera así, no sería viable económicamente, ya que el coste de estos desarrollos es muy elevado”, indica.
El ejecutivo asegura que, al igual que Cepsa, todas las utilities españolas están invirtiendo en sistemas más eficientes para adecuarse a la caída de la demanda y, al mismo tiempo, cumplir los nuevos límites de emisiones que entrarán en vigor el 1 de enero de 2016.
“Hace cuatro años, las plantas de gas operaban a tope. Ahora, como la demanda de electricidad ha caído, tienen que bajar la producción para adecuarse a ella. Pero si bajan demasiado, van a empezar a lanzar emisiones que no están permitidas”, advierte.
Para poder alcanzar ambos objetivos a la vez, “la tecnología es fundamental”, sostiene. Ysi bien reconoce que las inversiones para lograrlo son altas, el gas es una tecnología bastante más limpia que el carbón, por lo que sus costes de adecuación son también menores.
Inversión en innovación y patentes
Power Generation Services (PGS), la unidad de GE que ha desarrollado el sistema de combustión en seco para la refinería de Cepsa, forma parte de Power and Water, una de las divisiones industriales del grupo estadounidense.
Con 15.000 empleados a nivel global, PGS presta servicios de ingeniería y mantenimiento a turbinas de generación térmica. En Europa está presente en 29 países y factura 1.400 millones de dólares.
Antes de implementar el sistema en la planta de Algeciras, PGS testó su funcionamiento en condiciones reales en un centro de pruebas que el grupo tiene en Greenville, Carolina del Sur.
El programa informático que utiliza el mecanismo para controlar los flujos de gas fue desarrollado en el nuevo centro de software que GE ha abierto en San Ramón, California.
El grupo invierte al año unos 6.000 millones de dólares en I+D y registra cerca de 2.000 nuevas patentes. La solución desarrollada para Cepsa ha pasado a formar parte de esta cartera de propiedad intelectual.
Fuente Pero este sistema tiene un inconveniente: producir el vapor que hace girar las turbinas requiere calentar grandes cantidades de agua. Al final, lo que se gana en calidad del aire se pierde en consumo de un recurso natural escaso.
Hace unos años, ante la aprobación de normativas medioambientales más estrictas, Cepsa se propuso mejorar este proceso. La petrolera encargó a General Electric el desarrollo de un nuevo sistema de combustión para su refinería Gibraltar-San Roque que permitiera transformar gas en electricidad sin necesidad de inyectar agua al sistema.
Después de tres años de investigación, Power Generation Services (PGS), la unidad de GE especializada en ingeniería y mantenimiento de centrales térmicas, ha logrado desarrollar un proceso que prescinde de este elemento. “Es la primera vez que una refinería consigue combinar gas natural y gas residual de la propia planta en seco”, destaca Ramón Paramio, director general de General Electric PGS en Europa.
Juan Manuel García-Horrillo, director de gas y electricidad de Cepsa, afirma que la combinación de gas natural y de residuo da una mayor versatilidad a la operación de las turbinas, ya que el gas de las refinerías no es almacenable, lo que obliga a que los niveles de producción y demanda coincidan en cada momento.
La nueva tecnología está disponible en Gibraltar-San Roque desde julio de 2013. Gracias a ella, la planta ubicada en Algeciras ha reducido las emisiones de óxido nítrico en más de un 90% y mejorado el rendimiento de la cogeneración en alrededor de un 7%.
“A pesar de que el aumento de la rentabilidad total está siendo algo menor de lo esperado, se ha conseguido un aumento del rendimiento energético del 7%, se han acumulado más de 10.000 horas de funcionamiento y una reducción en la generación de emisiones superior al 90%”, comenta García-Horrillo.
General Electric PGS resalta también que el nuevo sistema ha multiplicado por tres los intervalos de mantenimiento de las turbinas, que han pasado de realizarse cada 8.000 horas a cada 24.000.
“Cuando inyectas agua al sistema, esta ataca las piezas de la máquina, lo que te obliga a cambiarlas con mayor frecuencia. Al no utilizar agua, eres menos agresivo con la máquina, lo que te permite optimizar el programa de mantenimiento”, explica Paramio.
La petrolera española, que posee otras dos refinerías en Tenerife y Huelva, señala que de momento no tiene planes de instalar la tecnología en otros centros de producción.
Los ingenieros de GE aprovecharon una de las paradas programadas de la planta para instalar el nuevo sistema, que lleva ya más de un año y medio en funcionamiento. “No es un prototipo, sino una tecnología probada”, dice Paramio. De hecho, el grupo estadounidense se dispone ahora a implementar el sistema en la planta de otro cliente en Canadá: una compañía dedicada a la extracción de petróleo de arenas bituminosas.
“Tenemos una lista importante de clientes, dentro y fuera de Europa, que pueden beneficiarse de esta tecnología”, apunta. Es la forma como trabaja PGS. Un cliente, en este caso Cepsa, tiene un problema, buscan una solución y cuando finalmente la encuentran, la aplican en este y otros clientes. “Es como operamos normalmente. Si no fuera así, no sería viable económicamente, ya que el coste de estos desarrollos es muy elevado”, indica.
El ejecutivo asegura que, al igual que Cepsa, todas las utilities españolas están invirtiendo en sistemas más eficientes para adecuarse a la caída de la demanda y, al mismo tiempo, cumplir los nuevos límites de emisiones que entrarán en vigor el 1 de enero de 2016.
“Hace cuatro años, las plantas de gas operaban a tope. Ahora, como la demanda de electricidad ha caído, tienen que bajar la producción para adecuarse a ella. Pero si bajan demasiado, van a empezar a lanzar emisiones que no están permitidas”, advierte.
Para poder alcanzar ambos objetivos a la vez, “la tecnología es fundamental”, sostiene. Ysi bien reconoce que las inversiones para lograrlo son altas, el gas es una tecnología bastante más limpia que el carbón, por lo que sus costes de adecuación son también menores.
Inversión en innovación y patentes
Power Generation Services (PGS), la unidad de GE que ha desarrollado el sistema de combustión en seco para la refinería de Cepsa, forma parte de Power and Water, una de las divisiones industriales del grupo estadounidense.
Con 15.000 empleados a nivel global, PGS presta servicios de ingeniería y mantenimiento a turbinas de generación térmica. En Europa está presente en 29 países y factura 1.400 millones de dólares.
Antes de implementar el sistema en la planta de Algeciras, PGS testó su funcionamiento en condiciones reales en un centro de pruebas que el grupo tiene en Greenville, Carolina del Sur.
El programa informático que utiliza el mecanismo para controlar los flujos de gas fue desarrollado en el nuevo centro de software que GE ha abierto en San Ramón, California.
El grupo invierte al año unos 6.000 millones de dólares en I+D y registra cerca de 2.000 nuevas patentes. La solución desarrollada para Cepsa ha pasado a formar parte de esta cartera de propiedad intelectual.
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