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El Gas natural en la Generación Eléctrica
Expositor: Walter Cornejo
952253771 - [email protected]
Energía y Gas Natural
Características del Gas Natural
COMBUSTION
OPERACION EQUIPOS OPERACION EQUIPOS OPERACION EQUIPOS
ANTES Mezclado Válvulas Precalentado Precalentador Presecado Almacenes
Reguladores Bombeo Tanques Molido Transporte
de presión Atomización Bombas Tamizado Molinos
Tuberías Vaporización Filtros Calentamiento
Mezclado Tuberías Mezclado
DURANTE Encendido Ventiladores Encendido Ventiladores Encendido Parrillas
Quemador's Quemador's sólidos residuales Ventiladores
Depósito
de cenizas
DESPUES Gases Gases Filtros Gases Ciclón
producto producto Residuos producto lavador de gases
sólidos Cenizas residuos
líiquidos y
sólidos
GAS NATURAL LIQUIDOS CARBON
Ventajas y Desventajas del GN
Ventajas Desventajas
Bajas emisiones
contaminantes
Menores costos de operación
Menores costos de
mantenimiento
Fácil regulación
Altos rendimientos en la
generación de vapor
Disponibilidad instantánea
Fácil evacuación (siniestros)
por su menor gravedad 0.55
respecto al aire (=1)
Menor poder calorífico por
unidad de volúmen:
30 m3 gas domiciliario 1 MMBTU
30 m3 petróleo 1000 MMBTU
Almacenamiento costoso,
implica que es necesario
almacenar otros combustibles
en caso de emergencias
Restricciones debido al
elevado costo del transporte
(no se puede llevar donde se
quisiera, es necesario evaluar
dimensión del mercado)
Tecnología de la Generación Eléctrica
La energía química es convertida en energía mecánica. La energía mecánica es convertida en energía eléctrica.
Movilización de la Energía
Economía del Transporte Distancia=500 kms
PLANTA PRODUCCION
INVERSION Y
COSTOS
FIJOS GEN
TRANSPORTE
TOTAL
$/MW-h
PRODUCCION TRANSPORTE
INVERSION Y
COSTOS
FIJOS GEN
TOTAL
$/MW-h
MERCADO Unico mercado: Generación +
generación 50% otros
Eficiencia térmica 28% 34%
Costos Planta 115% 100%
300 MW 60 MMscfd $460/Kw 2 ternas 90 MMscfd $400/Kw
80% 2102 gWh $1.54/MMbtu I= $138 mm I= $120 MM $1.21/MMbtu $1.50/MMbtu I= $120 mm
An=23.1 mm An=$16.5 mm An=17.7mm
0.021$/Kwh 0.011$/kwh 0.008$/kwh 40 0.017$/Kwh 0.020$/Kwh 0.008$/kwh 45
600 MW 120 MMscfd $444/Kw 4 ternas 180 MMscfd $370/Kw
80% 4205 gWh $1.02/MMbtu I= $277.5 mm I= $240 MM $0.80/MMbtu $1.20/MMbtu I= $210 mm
An=46.5mm An=$33.0 mm An=31.0mm
0.014$/Kwh 0.011$/kwh 0.008$/kwh 34 0.011$/Kwh 0.016$/Kwh 0.007$/kwh 34
900 MW 180 MMscfd $420/Kw 6 ternas 270 MMscfd $350/Kw
80% 6307 gWh $0.80/MMbtu I= $394 mm I= $360 MM $0.62/MMbtu $0.90/MMbtu I= $270 mm
An=66mm An=$49.5 mm An=39.8mm
0.011$/Kwh 0.011$/kwh 0.008$/kwh 30 0.008$/Kwh 0.012$/Kwh 0.006$/kwh 26
GENERACION EN EL LUGAR GENERACION POSTERIOR
Tasa de Anualidad: 12%
Factor de Anualidad: 0.1275 (25 años)
Costos de Operación: Costa 2%
Campo 4%
Transmisión 1%
Costo de línea de Transmisión: 120,000 US$/km
• No considera menor suministro de
energía por caída de potencia en el
lugar (Selva)
• No considera mayores costos de
combustible por menor eficiencia
Comparación de Opciones de Transporte: Generación en el Lugar vs
Generación a 500 kms 300 600 900
Transp.Electricidad 40 34 30
Transp. Gas 45 34 26
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
300 600 900
Mw
US
$/M
Wh
Transp.Electricidad
Transp. Gas
Procesos de Generación Eléctrica
Ciclos de Generación Eléctrica El ciclo combinado es indiscutiblemente una de las más eficientes vías de
convertir energía química en energía mecánica y eléctrica
Los Ciclos Termodinámicos
Combustión P
T
2
3
4
2
1
1
3
4
Escape
Expansión
Compresión
V
S
Ciclo Diesel
1
1
2
2 3
3
4
4
Compresión
Combustión
Expansión
Enfriamiento
P
V
T
S
Ciclo Brayton o Joule
El Ciclo Joule o Brayton
Combustión
Compresor Turbina
AIRE ESCAPE
Combustible
ENTROPIA
TE
MP
ER
AT
UR
A
Turbina Compresor
Cooler
Heater
Ciclo Brayton Ideal Ciclo Brayton Abierto
El Ciclo Combinado
Combustión
Compresor Turbina
Turbina
de Vapor
Supercalentador
Evaporador
Economizador
Combustible
1
2
3
4
6
5
5'
7
4'
3'
2'
1' 6'
Bomba Condensador
T
S
T
S 1
2
3
4
5
6
7
Ciclo Brayton Ciclo Rankine
1'
2'
3'
4'
5'
6'
P5
P6
P1
P3
Turbina de Gas Turbina de Vapor
Inversiones en Turbinas 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550
Turbina CS 480 400 350 310 280 260 250 260 270 280
Turbina CC 700 630 570 520 460 420 400 410 425 450
Grupo Diesel 750
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0 100 200 300 400 500 600Mw
US
$/K
w
Turbina CC Turbina CS
La Eficiencia en Máquinas térmicas a gas y Carbón
1920 1880 1900 1940 1960 1980 2000 2020
10
30
20
60
50
40
70
0.1MW 2.0MW 60MW 500MW 1000+MW
Reciprocating
engines New steam cycle
Pollution control
Gas combined
cycle
Coal
gasification
combined
cycle
%
Cogeneración Ciclo Simple
53%
14%
Combustible 100%
33%
Cogeneración ciclo combinado
53%
14%
Combustible 100%
33%
80°C
55°C
40%
11%
Cogeneración sin turbinas a gas. Con turbina de vapor
Vapor de
media presión
Pérdidas
Residuos
Agua de
alimentación
Vapor de
baja presión
Proceso
Turbina de vapor-
generador
Caldero
Vapor
Combustible
Tecnología de la Generación
EQUIPO CICLO COMBUSTIBLE EFICIENCIAS INVERSION
% US$/Kw
MOTOR DIESEL DIESEL 45%CS / 55% CC 700 / 1000
RESIDUAL 750 / 1050
TURBINA BRAYTON DIESEL 34%CS / 60% CC 450 / 700
RESIDUAL 500 / 750
GAS NATURAL 400 / 650
TURBINA RANKINE VAPOR 40% - 50% 1000 / 1200
El ciclo combinado Es la Integración de los ciclos de turbina a gas y turbina a vapor
El aire es tomado de la atmósfera a través de un sistema de filtrado, ingresado a un compresor por etapas y comprimido antes de ingresar a la cámara de combustión
El combustible es rociado en la cámara a través de boquillas, mezclado con el aire comprimido y sometido al proceso de combustión.
Los gases presurizados movilizan el eje de la turbina para producir electricidad al final del generador
Los gases residuales abandonan la turbina a través del escape e ingresan a un "generador de vapor por recuperación de calor" (HRSG). Los gases fríos a la salida de este son liberados a la atmósfera a través de una chimenea
El HRSG consta de tres elementos: un economizador, un evaporador y un supercalentador, en donde se produce el vapor de agua.
El vapor de agua es enviado a la turbina de vapor donde se expande en varias etapas convirtiendo la energía térmica en energía mecánica, la misma que luego se convertirá en energía eléctrica en el generador.
El vapor degradado es condensado y luego bombeado al desgasificador. El agua es almacenada y luego presurizada al retornar al HRSG.
Termodinámica del Ciclo Combinado
T
S
C B
A'
A F
E
4
3
2c
2b
2a
2
1
D' C'
D
Q
Ciclo de vapor
Ciclo de gas
Compresión: 1 a 2
Combustión: 2 a 3
Expansión en la turbina: 3 a 4
Escape hacia el HRSG: en 4
Ciclo de vapor
Economizador: A' a B
Evaporador: B a D
Supercalentador: D a E
Expansión: E a F
Condenación: F a A
Desgasificación: A a A'
Mejor eficiencia Ciclo Gas
Expansión por etapas. La primera
etapa a una presión más elevada
Mayor eficiencia Ciclo Vapor
Adicionando un segundo nivel de
presión en el HRSG:
Economizador C-C'
Evaporador C'-D
Acoplamiento Calor-Electricidad
Compresor
Turbina de
Baja
Presión
Turbina de
Alta Presión
Cámara de
combustión de
Alta Presión Cámara de
combustión de
Baja Presión
Alimentación de
combustible Aire
Alternador
Precalentamiento
del agua de
alimentación Bombas
Bombas
Condensador
Caldera de
recuperación
Chime
nea
Agua de
calefacción
Estrangulación
Creciente Uso de las Turbinas a Gas en el Mundo
15 000
20 000
25 000
30 000
MW
10 000
5 000
1975 1980 1985 1990 1975 1980 1985 1990
10
20
30
40
%
GT
GT
+S
T
En cincuenta años, la eficiencia térmica se ha duplicado: 17% en 1946, 37% en 1998
En el incremento de eficiencia, dos factores, presión y temperatura han incidido significativamente: la temperatura de entrada a la turbina se incrementó de 550°C a 1,100°C, la relación de presiones varió de 6 a 14
Debido al incremento en la emisión de oxido nitroso a elevadas temperaturas, se deben aceptar restricciones en los esfuerzos por alcanzar eficiencias más elevadas
Estado de Arte, Plantas de Generación "environmentally friendly"
1000 °C
1400 °C
1600 °C Ef
30
20
10
0 30 40
40
Rp 10 20
La producción de CO2 ha
devenido en un problema mundial.
El uso del gas en los procesos
térmicos y ciclos combinados
contribuye a una menor emisión.
Las Emisiones País g/kWh
Canada 0.46
Francia 0.16
Alemania 0.7
Italia 1.63
Inglaterra 1.49
USA 1.59
Japón 0.19
0.00.20.40.60.81.01.21.41.61.8
gr/
kW
h
Ca
na
da
Fra
ncia
Ale
ma
nia
Ita
lia
Ing
late
rra
US
A
Jap
ón
Emisiones de NOx
País g/kWh
Canada 1.01
Francia 0.4
Alemania 3.58
Italia 2.73
Inglaterra 4.76
USA 3.06
Japón 0.15
0
1
2
3
4
5
gr/
kW
h
Ca
na
da
Fra
ncia
Ale
ma
nia
Ita
lia
Ing
late
rra
US
A
Jap
ón
Emisiones de SOx
OECD-Environmental
Data Compendium1997
EMISIONES EN ACTIVIDADES DE HIDROCARBUROS
World Health Perú Regulations
PARTÍCULAS (ug/m3) 100 120
SO2 (ug/m3) 100 300
Nox (ug/m3) 100 200
*Perú: DS-046-93 / 09-94-EM
Apuntes sobre la Tecnología de la Generación
No existe una receta en la selección de la máquina más adecuada. En cada caso se debe considerar: disponibilidad de combustibles, precio, regulaciones medioambientales, esquemas tarifarios, tamaños de planta, disponibilidad de recursos económicos
Los países tienden a estructurar regulaciones que fomentan los recursos que más abundan en su territorio
Las máquinas térmicas brindan hoy eficiencias entre 35 a 60%.
El gas natural es el más bajo emisor de CO2, NOx y sulfuros
La Economía en la Generación Eléctrica
Fuentes de Energía
– Tamaño y ubicación de la fuente
– Tecnología
– Confiabilidad
Mercado
– Comportamiento de la demanda
– Tamaño de la demanda
– Precios
Entorno
– Marco legal
– Perspectivas del país
– Medio ambiente
Garantía que el recurso
existe y es suficiente
La localización de la
fuente incide en el
costo final
La dimensión del
mercado y
perspectivas
Un país estable con
reglas claras mejorará
las perspectivas
Interacción de factores
Objetivo: el
menor costo
Tecnología
Gobierno
Situación
del país Legal
Inversionista Demanda
Combustible
Equipo
Eficiencia
Capital
Costos de operación y
mantenimiento
Tasa de retorno
Tecnología
Tamaño
Planeamiento
Regulaciones
Tarifas
Tributos
Medio ambiente
Competencia
Demanda
Riesgo
Tasas
Fuentes energ.
Factor de carga
Tamaño
Proyección
Reservas
Producción
Calidad
Precio
Características de diferentes plantas de generación
TIP
O P
LA
NT
A
INV
ER
SIÓ
N E
SP
EC
IFIC
A
TIE
MP
O D
E C
ON
ST
RU
CC
IÓN
EF
ICIE
NC
IA
CO
MB
US
TIB
LE
US
O
TIE
MP
O D
E A
RR
AN
QU
E
US$/Kw años % hr
HIDRO 1500-2500 3-5 80% agua Base o pico 1/10-1/4.
NUCLEAR 2600-3500 6-8 30-40% uranio Base 30-50
VAPOR CON DESULFURIZACIÓN 1300-2000 2-5 37% carbón Medio a base 5-8
VAPOR SIN DESULFURIZACIÓN 1000-1600 2-4 40% carbón Medio a base 5-8
TURBINA A GAS 290-450 1-2 30-37% gas/liq Pico 1/4.
CICLO COMBINADO 500-700 2-3 50-58% gas/liq Medio a base 1/2-2.½
Economía EconomicsDisccount Rate 12%
Pow
er
Pla
nt
Specifi
c In
vestm
ent
Fix
ed c
ost
Constr
uctio
n p
eriod
Depre
cia
tion p
eriod
Anualit
y fa
cto
r
Annual s
pecifi
c c
apita
l cost
Specifi
c c
apita
l cost
Pla
nt effic
iency
Specifi
c e
nerg
y consum
ptio
n
Load facto
r
Equiv
ale
nt util
izatio
n p
eriod
Fuel c
osts
Fuel c
osts
Not fu
el v
ariable
cost
Annual v
ariable
cost
Variable
cost
Annual s
pecifi
c c
ost
Unit
specifi
c c
ost
Unit US$/kW US$/kW años años US$/kWa US$/MWh % kJ/kWh % h/a US$/bbl US$/Gj US$/kWa US$/MWh US$/kWa US$/MWh
Base 3,600 8760 o ton 20%
Tasa de interés durante la construcción: 10%
Hydro-electric 1 1500 15 4 30 0.1241 241.56 37 80% 4,500 75% 6570 0 0 0.00 0 0 242 37
1%
Hydro-electric 2 1200 12 4 30 0.1241 193.25 29 80% 4,500 75% 6570 0 0 0.00 0 0 193 29
1%
Coal fired 1 1000 30 2 25 0.1275 173.21 26 40% 9,000 75% 6570 35 1.35 0.27 96 15 269 41
without desulphur 3%
Coal fired 2 1200 36 2 25 0.1275 207.85 32 37% 9,730 75% 6570 35 1.35 0.27 103 16 311 47
with desulphurization 3%
Gas turbine 350 7 1 25 0.1275 55.19 8 31% 11,613 75% 6570 2.50 0.50 229 35 284 43
2%
Gas turbine 350 7 1 25 0.1275 55.19 8 31% 11,613 75% 6570 2.00 0.40 183 28 238 36
2%
Gas turbine 350 7 1 25 0.1275 55.19 8 31% 11,613 75% 6570 1.75 0.35 160 24 215 33
2%
Gas combined cycle 500 10 2 25 0.1275 81.60 12 50% 7,200 75% 6570 2.50 0.50 142 22 224 34
2%
Gas combined cycle 500 10 2 25 0.1275 81.60 12 50% 7,200 75% 6570 2.00 0.40 114 17 195 30
2%
Gas combined cycle 500 10 2 25 0.1275 81.60 12 50% 7,200 75% 6570 1.75 0.35 99 15 181 28
2%
Diesel engine /Fuel Oil 900 27 1 25 0.1275 150.93 23 42% 8,571 75% 6570 20 3.17 0.63 215 33 365 56
3%
Gas turbine w/diesel 400 8 1 25 0.1275 63.08 10 30% 12,000 75% 6570 29 5.00 1.00 473 72 536 82
2%
Old Diesel engine /diesel 700 21 1 25 0.1275 117.39 18 35% 10,286 75% 6570 29 5.00 1.00 405 62 523 80
3%
Comparación de Opciones
Comparación de Opciones (2) Operación
Capital
Capital
Capital
Operación
Operación
Combustible
Combustible
Hidro
Carbón
Gas
0 US$/Mwh
10 20 30 40 50
Curvas Características
0
100
200
300
400
500
600
700
800
87
6
17
52
26
28
35
04
43
80
52
56
61
32
70
08
78
84
87
60
US
$/k
W-a
ño
Hidro
Carbón sin desulfu
Turbina gas
Ciclo combinado
Motor c/ residual
Motor c/diesel
El Sistema de Costos Marginales ALTERNATIVAS A B C
INVERSIÓN (US$/Kw) 2000 1200 500
VIDA ÚTIL (AÑOS) 40 30 25
ANUALIDAD INV US$/Kw-año 250 150 65
COSTO OPERACIÓN cts US$/kWh 0.2 3 7
COSTO DE PRODUCCIÓN
IA= 250 (CAP A) + 0.2 (EA1+EA2+EA3)
IB= 150 (CAP B)+ 3 (EB1+EB2)
IC= 65 (CAP. C) + 7 (EC1)
COSTO MARGINAL
IA= 65 (CAP. A)+ 7 (EA1) + 3 (EA2) + 0.2 (EA3)
IB= 65 (CAP. B)+ 7 (EB1) + 3 (EB2)
IC= 65 (CAP. C) + 7 (EC1)
US$/año
EC1
EB2 EB1
EA3 EA2 EA1
C A
B
Mw
Cap. A
Cap. B
Cap. C
Costo de Producción: Inversión + Operación
Costo Marginal: Potencia + Energía
Operación del Sistema Eléctrico
¿Cómo se alcanza el Óptimo del Sistema Eléctrico?
– Cuando los costos de Inversión y Operación del Sistema son Mínimos
Mín : S ai * Ci + S bi * Gi
ai = Costos Fijos, en US$/kW-año
bi = Costos Variables, en US$/kW-año
Ci = Capacidad Instalada, en kW
Gi = Energía Producida, en MWh
Consecuencias
Los más eficientes serán despachados con prioridad
Los ingresos dependerán de la operación del sistema con la oferta existente y de los contratos con los clientes
Para los generadores de base, riesgo de que otros vendan su energía
Para los de punta, riesgo de contratar a menor precio que sus costos
Riesgo de tomar contratos de largo plazo en suministro de gas
Escenarios Escenario 1999, Tarifa de Gas: 10% del R6 Golfo
62
US$/Mwh
43
34
17.2
0 8760 hrs
PLANTA POTENCIA ING. ENERGÍA ING. POTENCIA TOTAL UNITARIO FACTOR
Mw MMUS$ MMUS$ MMUS$ US$/MWh PLANTA
HIDRO 2091 395 93 488 34 79.5%
AG-TAL 286 54 13 67 78 34.2%
TERM VAR 496 113 22 135 52 59.5%
ENERSUR 217 51 10 61 52 61.7%
VENT-STA 810 2 36 38 1,195 0.5%
3900 614 174 789 41 56%
19,210 GWh
HIDRO 76%
TÉRMICA 24%
Escenario 2003, Tarifa de Gas: 10% del R6 Golfo
34
23
19 21
0
US$/Mwh
8760 hrs
23,172 GWh
HIDRO 76%
TÉRMICA 24%
CAMISEA 12%
ILO I-II 8%
PLANTA POTENCIA ING. ENERGÍA ING. POTENCIA TOTAL UNITARIO FACTOR
Mw MMUS$ MMUS$ MMUS$ US$/MWh PLANTA
HIDRO 2531 389 130 519 29 79.5%
ENER 2-3 250 38 13 51 29 80.0%
CAMISEA 625 64 32 96 36 49.0%
AG-TAL 286 26 15 40 43 37.5%
OTROS 397 6 20 26 151 5.0%
4089 523 210 733 32 65%
63
21
17 19
0
US$/Mwh
8760 hrs
23,172 GWh
Escenario 2003, Tarifa de Gas: Boca Pozo:1.00 US$/mmbtu + 90% de Transporte ( 0.80)= 1.72 US$mmbtu
CAMISEA 8.9%
ILO I-II 5.7%
HIDRO 76%
TÉRMICA 24%
PLANTA POTENCIA ING. ENERGÍA ING. POTENCIA TOTAL UNITARIO FACTOR
Mw MMUS$ MMUS$ MMUS$ US$/MWh PLANTA
HIDRO 2531 360 130 491 28 79.5%
AG-TAL 286 41 15 55 28 80.0%
ENER 2-3 250 28 13 41 31 60.0%
CAMISEA 625 52 32 84 41 37.5%
OTROS 397 6 20 26 151 5.0%
4089 487 210 697 30 65%
Conclusiones (1)
Costo actual (1999) medio del sistema: US$41/Mwh
La introducción del gas natural en la generación eléctrica generará caídas significativas en el precio de electricidad para el conjunto del sistema
Con un precio de gas reconocido para efectos tarifarios de 10% de R6 el costo del sistema caería en 22% a US$32/Mwh y los ingresos hidro caerían de 34 a 29 US$/MWh
Con un precio de gas en boca de pozo de US$1.00/ mmbtu y un precio de transporte de US$0.72mmbtu (90% de 0.80$mmbtu) el costo del sistema bajaría en 24% a US$31/MWh y los ingresos hidro estarían alrededor de 28 US$/Mwh
Con la introducción de ciclos combinados los ingresos hidro serán menores
En el sistema de costos marginales los ingresos de las hidroeléctricas
están en función de los costos de generación de las empresas térmicas
Conclusiones (2) De acuerdo a los términos de la licitación convocada el 31 de mayo de
2000, el precio del gas natural en boca de pozo se reajusta en base a una canasta de residuales. Si tomamos como referencia los precios medios del año 2000, el incremento sería de 50% y por tanto el precio tope de gas ascendería a US$1.50/mmbtu. El costo del sistema caería en 18% a US$33.5/Mwh y los ingresos hidro caerían de 34 a 30 US$/MWh.
Debido a la dimensión de la garantía establecida por el Cepri-Camisea, la tarifa de transporte para los generadores será de US$0.88/mmbtu. Los usuarios eléctricos (nosotros) pagaremos por este concepto unos US$3.00 / Mwh durante el primer año, descendiendo gradualmente este valor conforme se incremente la demanda efectiva de gas. El pago de este concepto neutralizará la caída en el costo en 7%, con lo cuál la caída efectiva se reducirá a 11% durante el primer año.
La puesta en operación de la Central a carbón de Ilo nos dará un indicativo de cómo se comportará la oferta de generación eléctrica y las posibilidades efectivas de la generación eléctrica en base a gas natural
