Diseño de una planta de licuación de Gas Natural Conoco Phillips Optimized

Abstract

A lo largo de las últimas décadas se ha impulsado de una forma todavía más férrea el desarrollo e implantación de nuevas formas en la producción de la energía primaria, abriendo nuevos nichos de mercado en el sector. Concretamente, la producción en España de energía primaria proveniente de las energías renovables se cifra en un 17,3% a lo largo del año 2016 (INE, 2018), estando tres décimas por encima de la media europea aunque todavía muy lejos de los primeros puestos como Suecia con un 53,8% o Finlandia con un 38,7%. Aún con todos los avances que se han propiciado y desarrollado, el 85% del consumo de energía primaria proviene de combustibles fósiles como pueden ser el petróleo o el carbón. Centrando el foco sobre los combustibles fósiles, los más utilizados son los anteriormente nombrados junto al gas natural. Pero es este último el que se postula como la opción más limpia y menos dañina para el medio ambiente en un futuro. Ya que cuenta con una extracción limpia, su combustión no genera tanto residuos ni emisiones como las otras alternativas y además, cuenta con el poder calorífico por unidad de masa más elevado en comparación con el combustible o el carbón. Estas características han propiciado que el gas natural se centre en el eje de la transición energética que se quiere llevar acabo, y es que en 2035 se espera que tenga el mismo peso que el petróleo e incluso que haya superado al carbón (BP Energy Outlook 2035). Pero también cuenta con algunos inconvenientes que será necesario superar para poder explotar todo su potencial. El principal de ellos se halla en el estado en el que se encuentra el gas natural a temperatura ambiente frente al petróleo (líquido) o el carbón (sólido). Estos dos últimos poseen una densidad mayor en sus estados naturales que el gas natural, haciendo que el volumen encerrado en sus competidores sea menor. Existen varias opciones en las que se trabajan para superar estos inconvenientes, pero una en la que se están centrando grandes esfuerzos desde que en los años 70 se llevase a gran escala es la licuación del gas natural para su transporte, conocido como gas natural licuado (GNL). Esto se consigue disminuyendo su temperatura hasta alcanzar la curva de saturación, momento en el que se produce la condensación del gas y obteniendo así el GNL. Aunque es necesario un estudio preliminar bastante exhaustivo para seleccionar la mejor alternativa, ya que su compresión y transporte por gaseoductos también puede ser adecuada según el caso. Sin embargo, si se tratan de grandes distancias, los costes pueden aumentar demasiado siendo más viable y prefiriéndose la licuación ya que el volumen suele ser 600 veces menor que el inicial para y se puede transportar en buques diseñados para tal fin. Este trabajo se centra en el modelado y simulación del proceso Conoco Phillips para la producción de GNL, en el cual se utilizan 3 refrigerantes puros diferentes (propano, etileno y metano) distribuidos en 3 etapas independientes. En la primera de las etapas, siendo la del propano se produce un preenfriamiento del gas. Luego en la etapa de etileno se produce la licuación del gas natural, y por último, en la etapa de metano se produce el subenfriamiento final para llevarlo a la temperatura deseada. Para el desarrollo de las simulaciones se ha utilizado un software de modelado de procesos, Honeywell Unisim Design R460. Llevándose a cabo dos modelos diferentes, siendo uno el modelo simple de Conoco Phillips (ciclo cerrado) y un segundo donde se han intentado optimizar las corrientes de refrigerantes y las producciones obtenidas (ciclo abierto). También se ha realizado un desglose exergético detallado para ambos casos en el que se pueden apreciar las pérdidas de exergía producidas por cada uno de los equipos a lo largo del proceso. Gracias a estos análisis, se puede apreciar la variación de consumo específico entre ambos procesos para unas condiciones de contorno similares. Por último, algunos de los resultados obtenidos han sido: ▪ Una menor potencia de licuación total para el ciclo abierto, mejorando en 17 kWh/ton el resultado obtenido para el ciclo cerrado. ▪ Se ha conseguido un ahorro de refrigerantes de en torno a 1 kg refrigerante/kg LNG producido en la planta de licuación. ▪ Al tener una potencia de licuación menor para el ciclo abierto, también se ha conseguido que las emisiones sean menores que para el dicho modelo de ciclo. Emitiendo 0,01 ton CO2/ton LNG menos, para este cálculo se ha considerado un 30% más de consumo de potencia para el resto de las necesidades energéticas de la instalación. ▪ Mediante el análisis exergético se ha observado que la mayor fracción de la exergía destruida recae en los intercambiadores de calor de GNL para ambos ciclos. Siendo más notable en el modelo de ciclo cerrado con una temperatura de salida en los condensadores de 40 ºC.