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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA

CARRERA DE INGENIERÍA QUÍMICA

SIMULACIÓN DE UN SISTEMA RECUPERADOR DE CALOR PARA GASES DE

ESCAPE DE MOTOGENERADORES A CRUDO

TRABAJO DE GRADO PARA LA OBTENCIÓN DEL

TÍTULO DE INGENIERO QUÍMICO

AUTOR: PATRICIO ALEJANDRO BANDA VARGAS

TUTOR: CHRISTIAN PATRICIO GUTIÉRREZ ALVARADO

QUITO

2015

ii

APROBACIÓN DEL TUTOR

En calidad de Tutor del trabajo de grado titulado: “SIMULACIÓN DE UN SISTEMA

RECUPERADOR DE CALOR PARA GASES DE ESCAPE DE MOTOGENERADORES A

CRUDO”, me permito certificar que el mismo es original y ha sido desarrollado por el Señor

PATRICIO ALEJANDRO BANDA VARGAS, bajo mi dirección y conforme a todas las

observaciones realizadas, considero que la tesis reúne los requisitos necesarios.

En la ciudad de Quito, a los veinte y ocho días del mes de julio del 2015.

Ing. Christian Patricio Gutiérrez Alvarado

PROFESOR TUTOR

iii

AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, PATRICIO ALEJANDRO BANDA VARGAS en calidad de autor del trabajo de grado

realizado sobre SIMULACIÓN DE UN SISTEMA RECUPERADOR DE CALOR PARA

GASES DE ESCAPE DE MOTOGENERADORES A CRUDO, por la presente autorizo a la

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me

pertenecen o de parte de los que contiene esta obra, con fines estrictamente académicos o de

investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización,

seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6, 7, 8, 19 y

demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su Reglamento.

Quito, 05 de agosto de 2015.

Patricio Alejandro Banda Vargas

C.C. 171624718-2

[email protected]

iv

DEDICATORIA

A Dios, a mis padres

Sandra y Patricio, a mi

hermano Jhoel.

v

AGRADECIMIENTOS

El autor expresa sus agradecimientos a:

Christian Patricio Gutiérrez Alvarado, Ingeniero Químico y tutor del trabajo de grado, por su

valiosa colaboración y orientación.

La Facultad de Ingeniería Química de la Universidad Central del Ecuador, por acogerme a lo

largo de mi formación académica.

Mis padres Sandra y Patricio, por ser mi ejemplo de esfuerzo, cariño y dedicación cada día.

Mi hermano Jhoel, por ser la alegría del hogar.

Mi segunda madre Silvia, por acogerme desde niño en el seno de su hogar.

Mis demás familiares, que siempre estuvieron pendientes de mis avances a nivel personal y

académico.

Todas las personas que de una u otra forma contribuyeron en mi formación académica y

personal.

vi

CONTENIDO

pág.

LISTA DE TABLAS…………………………………………………………………………….ix

LISTA DE FIGURAS…………………………………………………………………………..xii

LISTA DE ANEXOS…………………………………………………………………………..xiv

GLOSARIO……………………………………………………………………………………..xv

RESUMEN……………………………………………………………………………………..xvi

ABSTRAC…………………………………………………………………………………….xvii

INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………......1

1. MARCO TEÓRICO…………………………………………………………………………..3

1.1. Plantas de generación de energía……………………………………………………………3

1.1.1. Reacción de combustión…………………………………………………………………..3

1.1.2. Motores de combustión interna…………………………………………………………...4

1.1.2.1. Motores a diesel/ Motores a crudo……………………………………………………...4

1.1.2.2. Motores a gas…………………………………………………………………………...5

1.1.2.3. Turbinas de gas…………………………………………………………………………5

1.1.3. Planta de generación de vapor……………………………………………………………6

1.2. Sistemas recuperadores de calor…………………………………………………………….7

1.2.1. Factores que afectan la recuperación de calor de los gases de escape…………………..7

1.2.1.1. Cantidad de calor disponible…………………………………………………………...7

1.2.1.2. Temperatura de los gases de escape……………………………………………………8

1.2.2. Opciones y tecnologías de sistemas recuperadores de calor……………………………..9

1.2.2.1. Caldera de calor residual……………………………………………………………...10

1.2.2.2. Intercambiadores de calor…………………………………………………………….10

1.2.2.3. Precalentador de aire para combustión……………………………………………….10

1.2.2.4. Economizador de caldera……………………………………………………………...11

1.3. Deshidratación de crudo…………………………………………………………………...11

1.3.1. Tratamiento químico…………………………………………………………………….11

1.3.2. Tratamiento gravitacional……………………………………………………………….11

vii

1.3.3. Tratamiento térmico……………………………………………………………………..12

1.3.4. Tratamiento electroestático...............................................................................................13

1.4. Simulación y modelado……………………………………………………………………13

1.4.1. Definir el Problema……………………………………………………………………...14

1.4.2. Modelar matemáticamente el proceso…………………………………………………...14

1.4.3. Ordenar las ecuaciones………………………………………………………………….14

1.4.4. Calcular………………………………………………………………………………….15

1.4.5. Analizar los resultados…………………………………………………………………..15

1.4.6. Escalado…………………………………………………………………………………15

1.5. Simulador Hysys…………………………………………………………………………..16

1.5.1. Paquetes termodinámicos……………………………………………………………….16

1.5.1.1. Ecuaciones de estado (EOS)…………………………………………………………..17

1.5.1.2. Modelos de actividad…………………………………………………………………..18

1.5.2. Caracterización de un crudo mediante la herramienta Oil Manager…………………...19

1.5.3. Entorno de simulación…………………………………………………………………...19

1.5.4. Equipos utilizados……………………………………………………………………….20

1.5.4.1. Intercambiador de calor……………………………………………………………….20

1.5.4.2. Separador trifásico…………………………………………………………………….20

1.6. Escalado económico……………………………………………………………………….21

1.6.1. Costo de capital para el nuevo diseño…………………………………………………..21

1.6.1.1. Inversión de límite de batería………………………………………………………….21

1.6.1.2. Inversión en servicios………………………………………………………………….23

1.6.1.3. Inversión en zonas externas……………………………………………………………23

1.6.1.4. Capital de trabajo……………………………………………………………………...23

1.6.1.5. Costo total de capital…………………………………………………………………..24

2. SISTEMA RECUPERADOR DE CALOR DEL EPF………………………………………25

2.1. Descripción del proceso…………………………………………………………………...25

2.1.1. Intercambio gas-fluido térmico………………………………………………………….25

2.1.2. Intercambio fluido térmico – crudo……………………………………………………...30

3. ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS ALTERNATIVAS DE SISTEMAS

RECUPERADORES DE CALOR……………………………………………………………...33

3.1. Generación de energía a través de trabajo mecánico………………………………………34

3.2. Recuperación de calor con vapor como fluido térmico para deshidratación de crudo…….37

3.3. Recuperación de calor con agua como fluido térmico para deshidratación de crudo……..40

viii

4. ANÁLISIS ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVAS DE SISTEMAS

RECUPERADORES DE CALOR……………………………………………………………...43

4.1. Recuperación de calor con aceite térmico como fluido receptor del calor

residual para deshidratación de crudo…………………………………………………………..43

4.1.1. Estación EPF…………………………………………………………………………….43

4.1.2. Estación Lago……………………………………………………………………………46

4.1.3. Estación Oso……………………………………………………………………………..48

4.2. Recuperación de calor con vapor de agua como fluido receptor del calor

residual para deshidratación de crudo…………………………………………………………..50

4.2.1. Estación Lago…………………………………………………………………………....50

4.2.2. Estación Oso……………………………………………………………………………..52

4.3. Recuperación de calor con agua como fluido receptor del calor residual

para deshidratación de crudo……………………………………………………………………54

4.3.1. Estación Lago……………………………………………………………………………54

4.3.2. Estación Oso……………………………………………………………………………..56

5. RESULTADOS……………………………………………………………………………...59

5.1. Recuperación de calor con aceite térmico como fluido receptor del calor

para deshidratación del crudo de producción…………………………………………………...60

5.2. Recuperación de calor con vapor de agua como fluido receptor del calor

para deshidratación del crudo de producción…………………………………………………...62

5.3. Recuperación de calor con agua como fluido receptor del calor para

deshidratación del crudo de producción………………………………………………………...64

5.4. Emisiones de dióxido de carbono………………………………………………………….66

6. DISCUSIÓN…………………………………………………………………………………67

7. CONCLUSIONES…………………………………………………………………………...69

8. RECOMENDACIONES…………………………………………………………………….71

CITAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………………………………………72

BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………………..74

ANEXOS………………………………………………………………………………………..76

ix

LISTA DE TABLAS

pág.

Tabla 1. Balance de energía del W 16V32C / 720 rpm…………………………………………26

Tabla 2. Balance de energía del W 16V32C / 750 rpm…………………………………………26

Tabla 3. Eficiencia del W 16V32C / 720 rpm…………………………………………………..28

Tabla 4. Eficiencia del W 16V32C / 750 rpm…………………………………………………..28

Tabla 5. Condiciones de operación simulada a un caudal 32980 BFPD………………………..31

Tabla 6. Alternativas de Operación……………………………………………………………..32

Tabla 7. Trabajo potencial de los gases de escape del W 16V32C / 720 rpm…………………..33

Tabla 8. Trabajo potencial de los gases de escape del W 16V32C / 750 rpm…………………..33

Tabla 9. Ventajas y desventajas de la cogeneración…………………………………………….37

Tabla 10. Demanda de calor para calentamiento de crudo EPF………………………………...39

Tabla 11. Condiciones de operación simulada para sistema con fluido térmico

vapor para un caudal de 32980 BFPD…………………………………………………………..39

Tabla 12. Ventajas y desventajas de la recuperación de calor con vapor como

fluido térmico para deshidratación de crudo……………………………………………………40

Tabla 13. Condiciones de operación simulada para sistema con fluido térmico

agua para un caudal de 32980 BFPD…………………………………………………………...41

Tabla 14. Ventajas y desventajas de la recuperación de calor con agua como

fluido térmico para deshidratación de crudo……………………………………………………42

Tabla 15. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante

aceite térmico EPF (sección 1)………………………………………………………………….43


aceite térmico EPF (sección 2)………………………………………………………………….44

Tabla 17. Costo de mantenimiento sistema recuperador de calor mediante

aceite térmico EPF………………………………………………………………………………44

Tabla 18. Gastos de operación sistema recuperador de calor mediante


Tabla 19. Flujo de caja del sistema recuperador de calor mediante


x

Tabla 20. Índices económicos de evaluación del sistema recuperador de calor

mediante aceite térmico EPF……………………………………………………………………46


aceite térmico Lago (sección 1)…………………………………………………………………46


aceite térmico Lago (sección 2)…………………………………………………………………46


aceite térmico Lago……………………………………………………………………………..47






mediante aceite térmico Lago…………………………………………………………………...48


aceite térmico Oso (sección 1)………………………………………………………………….48


aceite térmico Oso (sección 2)………………………………………………………………….48


aceite térmico Oso………………………………………………………………………………49






mediante aceite térmico Oso……………………………………………………………………50


vapor de agua Lago (sección 1)…………………………………………………………………50


vapor de agua Lago (sección 2)…………………………………………………………………51


vapor de agua Lago……………………………………………………………………………..51





xi


mediante vapor de agua Lago…………………………………………………………………...52


vapor de agua Oso (sección 1)…………………………………………………………………..52


vapor de agua Oso (sección 2)…………………………………………………………………..53


vapor de agua Oso………………………………………………………………………………53


vapor de agua Oso………………………………………………………………………………53


vapor de agua Oso………………………………………………………………………………54


mediante vapor de agua Oso…………………………………………………………………….54


agua Lago (sección 1)…………………………………………………………………………...55


agua Lago (sección 2)…………………………………………………………………………...55

Tabla 47. Costo de mantenimiento sistema recuperador de calor

mediante agua Lago……………………………………………………………………………..55


agua Lago……………………………………………………………………………………….56

Tabla 49. Flujo de caja del sistema recuperador de calor mediante agua Lago………………...56


mediante agua Lago……………………………………………………………………………..56


agua Oso (sección 1)……………………………………………………………………………57


agua Oso (sección 2)……………………………………………………………………………57

Tabla 53. Costo de mantenimiento sistema recuperador de calor mediante agua Oso…………57

Tabla 54. Gastos de operación sistema recuperador de calor mediante agua Oso……………...58

Tabla 55. Flujo de caja del sistema recuperador de calor mediante agua Oso………………….58


mediante agua Oso……………………………………………………………………………...58

xii

LISTA DE FIGURAS

pág.

Figura 1. Diagramas p-v y T-s del ciclo Diesel de Aire estándar………………………………...4

Figura 2. Diagramas p-v y T-s del ciclo Brayton de Aire estándar………………………………6

Figura3. Rangos de temperatura para sistemas recuperadores de calor………………………….8

Figura 4. Estrategia general del proceso de simulación………………………………………...14

Figura 5. Ecuaciones de estado de mayor utilidad en cálculos de ingeniería química………….17

Figura 6. Modelos de actividad recomendados para diferentes aplicaciones…………………...18

Figura 7. Datos requeridos por Hysys para caracterizar petróleo crudo………………………..19

Figura 8. Entorno de simulación de Aspen Hysys……………………………………………...20

Figura 9. Correlaciones típicas entre capacidad de equipos y costo de capital…………………22

Figura 10. Operación del sistema a temperaturas de diseño……………………………………29

Figura 11. Temperatura de entrada y salida del sistema WHR…………………………………30

Figura 12. Operación de los Boilers a temperatura mayor de 154°C…………………………...30

Figura 13. Operación del sistema de cogeneración a temperaturas de diseño………………….35

Figura 14. Operación de la turbina de cogeneración a temperatura de diseño………………….35

Figura 15. Operación de sistema de retorno para cogeneración a temperatura de diseño………36

Figura 16. Diagrama demanda eléctrica vs capacidad garantizada Lago……………………….36

Figura 17. Diagrama demanda eléctrica vs capacidad garantizada Oso………………………...37

Figura 18. Operación del sistema con fluido térmico vapor a temperaturas de diseño…………38

Figura 19. Operación del sistema con fluido térmico agua a temperaturas de diseño………….41

Figura 20. TIR = f (Capacidad de generación) con aceite térmico como

fluido térmico receptor – Rango 1………………………………………………………………60

Figura 21. TIR = f (Capacidad de generación) con aceite térmico como


Figura 22. TIR = f (Capacidad de generación) con vapor de agua como


Figura 23. TIR = f (Capacidad de generación) con vapor de agua como


xiii

Figura 24. TIR = f (Capacidad de generación) con agua como


Figura 25. TIR = f (Capacidad de generación) con agua como


xiv

LISTA DE ANEXOS

pág.

ANEXO A. Propiedades del Therminol 66………………………………..................................77

ANEXO B. Balance de energía del motor Hyundai…………………………………………….79

ANEXO C. Simulación del motor Hyundai…………………………………………………….80

ANEXO D. PFD del sistema de recuperación de calor

instalado en el EPF………………………………………...........................................................81

ANEXO E. PFD del boiler que emplea aceite térmico

como fluido receptor en la estación Lago……………………………………………………….82

ANEXO F. PFD del boiler que emplea vapor de agua

como fluido receptor en la estación Lago………………….........................................................83

ANEXO G. PFD del boiler que emplea agua líquida como

fluido receptor en la estación Lago……………………………………………………………..84

ANEXO H. PFD del boiler que emplea aceite térmico

como fluido receptor en la estación Oso……………………………………………..................85

ANEXO I. PFD del boiler que emplea vapor de agua

como fluido receptor en la estación Oso………………………………………………………..86

ANEXO J. PFD del boiler que emplea agua líquida como

fluido receptor en la estación Oso………………………………………………………………87

ANEXO K. Reducción de emisiones de CO2…………………………………………………..88

xv

GLOSARIO

AERO ENFRIADOR: intercambiador de calor, que utiliza aire como fluido para disipar el

calor.

ACEITE TÉRMICO: es un fluido caloportador cuyo uso es generalizado en el sector

industrial como medio de transporte de calor para distintos tipos de procesos.

EMULSIÓN: una dispersión de un líquido inmiscible en otro mediante el uso de una sustancia

química que reduce la tensión interfacial entre los dos líquidos para lograr estabilidad.

FREE-WATER KNOCKOUT (FWKO): separador vertical u horizontal que se utiliza,

principalmente, para retirar agua libre.

SEPARADOR TRIFÁSICO: recipiente que separa los fluidos del pozo en gas y dos tipos de

líquidos: petróleo y agua.

SPECIFIC FUEL OIL CONSUMPTION (SFOC): masa de combustible consumida por un

motor para generar una unidad de potencia.

VESSEL: recipiente a presión de procesos.

WASTE HEAT RECOVERY UNIT (WHRU): es un intercambiador de calor que recupera

calor de las corrientes con potencial energético del proceso, como los gases de escape.

xvi

SIMULACIÓN DE UN SISTEMA RECUPERADOR DE CALOR PARA GASES DE

ESCAPE DE MOTOGENERADORES A CRUDO.

RESUMEN

Simulación de sistemas recuperadores de calor a partir de los gases de combustión de

motogeneradores a crudo, empleando el simulador Hysys 7.2.

Inicialmente se validaron los criterios de simulación en base a las condiciones de operación

actuales del sistema de recuperación de calor de la estación EPF, operada por Petroamazonas

EP. Luego se analizaron las diferentes alternativas para el uso de los gases de escape tales como,

cogeneración y recuperación de calor para calentamiento de petróleo; determinando que para

pequeñas capacidades de generación instaladas es recomendable la recuperación de calor para el

calentamiento de petróleo crudo. Para esta alternativa se estudiaron diferentes fluidos térmicos

receptores del calor residual tales como, aceite térmico, vapor de agua y agua líquida.

Se obtuvo un gráfico por cada fluido térmico receptor del calor, que relaciona la tasa interna de

retorno (TIR) con la capacidad de generación de energía eléctrica, lo que permite determinar la

capacidad de generación; a partir de la cual es técnica y económicamente viable aplicar un

sistema de recuperación de calor para los gases producto de la combustión.

PALABRAS CLAVE: / EFICIENCIA ENERGETICA / RECUPERACIÓN DE CALOR /

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA / MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA /

GASES DE COMBUSTIÓN / PETRÓLEO CRUDO / SIMULACIÓN DE PROCESOS /

HYSYS /

xvii

SIMULATION OF A HEAT RECOVERY SYSTEM FOR EXHAUST GASES OF OIL

MOTOGENERATORS

ABSTRACT

Simulation of heat recovery systems from combustion gases of oil motor generators, using the

simulator Hysys 7.2.

Initially the simulation criteria were validated based on current operating conditions of the heat

recovery system of the EPF station, operated by Petroamazonas EP. Then alternatives to the use

of exhaust gases such as cogeneration and heat recovery for oil heating were determined that for

small installed generation capacity is recommended heat recovery for heating raw oil. For this

alternative, different thermal fluid receivers of waste heat such as thermal oil, water vapor and

liquid water were studied.

A chart for each thermal fluid receiver of heat, which relates the internal rate of return (IRR)

with the ability to power generation which determines the capacity of generation from which it

is technically and economically feasible to apply a heat recovery system for gases product of the

combustion.

KEYWORDS: /ENERGY EFFICIENCY / HEAT RECOVERY / ELECTRICITY

GENERATION / ENGINES OF INTERNAL COMBUSTION / FUEL GASES / CRUDE OIL /

PROCESS SIMULATION / HYSYS /

1

INTRODUCCIÓN

La optimización o rediseño de los procesos químicos permite una mejora o un cambio dentro

del desarrollo de los procesos, con la finalidad de alcanzar mayores rendimientos en producción,

reducir impactos ambientales, y especialmente, generar una mayor rentabilidad en la generación

de productos.

Las últimas tendencias del orden ambiental y energético han conducido al aprovechamiento de

recursos no utilizados o subvalorados. Dentro de esto se enfoca el aprovechamiento del calor

residual de los gases de escape para reducir los costos de operación y disminuir el impacto

ambiental de las emisiones gaseosas.

Actualmente, la generación de energía eléctrica en los campos operados por Petroamazonas EP

se la realiza mediante motogeneradores para atender el total de la demanda de generación. Los

motogeneradores transforman la energía disponible del combustible en energía eléctrica y gases

de combustión. Dentro de algunos campos ya se está aprovechando el calor de los gases de

escape para deshidratar el crudo, como es el caso del EPF.

El calor recuperado se emplea en el proceso de deshidratación del crudo producido, con el

objetivo de cumplir con los requerimientos de BSW exigidos para el transporte y

comercialización del petróleo crudo.

En este contexto se plantea determinar la capacidad mínima de generación eléctrica mediante

motogeneradores, a partir del cual se puede aplicar un sistema de recuperación de calor en el

Oriente Ecuatoriano.

Como primer punto de este estudio se validó los criterios de simulación en base a las

condiciones de operación actuales del sistema WHRU de la estación EPF operada por

Petroamazonas EP. Acto seguido se analizó diferentes alternativas para el uso de los gases de

escape como, cogeneración y recuperación de calor para calentamiento de petróleo.

Determinando que para pequeñas capacidades de generación instaladas es recomendable la

recuperación de calor para calentamiento de fluidos de proceso.

2

Se planteó diferentes opciones técnicamente factibles relacionando la tasa interna de retorno

(TIR) con la capacidad de generación de energía eléctrica. Lo cual permitirá determinar el valor

de capacidad de generación a partir del cual es técnica y económicamente viable aplicar un

sistema de recuperación de calor para los gases producto de la combustión.

Como efecto lateral al instalar un sistema de recuperación de calor, las emisiones de dióxido de

carbono al ambiente se verán disminuidas en mayor o menor grado en función de la demanda de

calor del proceso. Obteniéndose un indicador que relaciona las toneladas de dióxido de carbono

que dejarían de emitirse a la atmosfera por cada kilovatio de calor demandado por el proceso en

un año.

3

1. MARCO TEÓRICO

1.1. Plantas de generación de energía

Dentro del ámbito industrial, la generación de energía es un término que típicamente se

relaciona con la producción de energía eléctrica o mecánica a través de los diferentes procesos

de transformación de energía. Debido a que la electricidad es una fuente de energía clave para la

industria y el comercio es necesario su estudio y entendimiento.

Una fuente significativa de generación es la que resulta de la transformación de la energía

potencial del agua en trabajo, un proceso que en principio se lo realiza con una eficiencia del

100% [1]. Sin embargo a nivel mundial la principal fuente de energía es la energía química de

los combustibles, la cual previo a generar trabajo se transforma en calor. Es por eso que pese a

las mejoras en el diseño de equipos la eficiencia de la conversión es relativamente baja

(alrededor de un 45%) [2], esto como consecuencia de la segunda ley de la termodinámica.

En una planta tradicional de generación, la energía química del combustible se libera por un

proceso de combustión.

1.1.1. Reacción de combustión. La combustión es una reacción exotérmica, químicamente

espontanea entre un combustible y un oxidante a través de una serie de eventos químicos y

físicos, que dan como resultado la formación de agua y dióxido de carbono, los cuales son los

productos de reacción más estables.

La reacción de combustión completa para un combustible es [3]:

𝐶𝑥𝐻𝑦𝑂𝑧𝑆𝑤 + (4𝑥+𝑦−2𝑧+4𝑤

4) 𝑂2 = 𝑥 𝐶𝑂2 + (

𝑦

2) 𝐻2𝑂 + 𝑤𝑆𝑂2 (1)

Una parte del calor liberado durante la reacción de combustión se transforma en trabajo

utilizable, mientras el resto del calor calienta los productos de la combustión y se libera hacia el

ambiente.

4

Los motores de combustión interna, las turbinas de gas y vapor son los principales ciclos

termodinámicos empleados para la generación de energía eléctrica.

1.1.2. Motores de combustión interna. Los motores que utilizan combustibles líquidos y

gaseosos se los conoce como motores de combustión interna (CI). En los motores de CI que

utilizan un combustible líquido, el combustible se quema en el interior del motor y los

productos de la combustión generan el trabajo mecánico. En cambio en las turbinas que utilizan

un fluido motriz, la reacción de combustión se realiza en otro recipiente y los productos

calientes de la combustión ingresan a la turbina para generar el trabajo.

1.1.2.1. Motores a diesel/ Motores a crudo. En contraste con los motores en los que el

combustible y el aire se mezcla antes de la compresión, en los motores a diesel: el aire se

comprime cuando comienza la carrera de compresión y el combustible ingresa en el cilindro al

final de la carrera de compresión. El calor de compresión se utiliza para la ignición del

combustible.

Fuente: MORAN, S., et al. Fundamentals of Engineering Thermodynamics. Seventh Edition.

Editorial WILEY, USA, 2011, p.502

Figura 1. Diagramas p-v y T-s del ciclo Diesel de Aire estándar.

Diagrama p-v ciclo Diesel Diagrama T-s ciclo Diesel

5

En un típico motor a diesel, el aire se comprime alrededor de los 30 bares, lo cual aumenta la

temperatura cuando el combustible finamente atomizado se pulveriza en el aire caliente, que se

enciende y se quema.

Existe una alta relación de compresión, factor esencial para la combustión fiable y de alta

eficiencia. Las relaciones de compresión por encima de los valores necesarios para conseguir la

ignición no mejoran la eficiencia global del motor, la cual depende del tipo de motor y oscilan

entre el 30 y 40 %.

La relación de presión depende de la velocidad del motor, el tamaño del cilindro y factores de

diseño como el diámetro del pistón o el número de tiempos del motor. Los valores típicos de

presiones de compresión para motores a diesel van de 30 a 42 bares. Motores pequeños de alta

velocidad tienen presiones de compresión más altas [4].

1.1.2.2. Motores a gas. El gas natural como carburante, se usa en los motores de combustión

interna al igual que se utilizan los carburantes líquidos como la gasolina o el diesel.

Los motores de gas son los equipos con el rendimiento de conversión de energía térmica a

eléctrica más elevado en la actualidad y producen mucha menos contaminación de CO2 (un

14% menos) [5], teniendo gran acogida en centrales de generación y en automóviles.

En la cámara de combustión tiene lugar la combustión de gas y aire mezclados. Tienen forma

cilíndrica y en su interior existe un pistón móvil que realiza la aspiración del combustible y el

aire por un extremo mientras que por el otro extremo cede la energía desprendida en la

combustión al eje motor mediante un sistema biela-manivela.

1.1.2.3. Turbinas de gas. En el modo abierto, el ciclo de la turbina de gas comienza con el aire

atmosférico que ingresa al ciclo a través del compresor donde se eleva la presión del aire. El aire

de alta presión ingresa a la cámara de combustión, lugar en el cual se mezcla con el combustible

dando como resultado gases de combustión de elevada temperatura. Los productos de la

combustión se descomprimen en la turbina para finalmente pasar a ser desembocados en la

atmosfera.

El ciclo ideal de una turbina de gas se basa en el ciclo termodinámico Brayton. La principal

desventaja de este ciclo comparado con otros es su baja eficiencia, entre el 25 y 35% [6]. Sin

6

embargo, la turbina de gas es compacta, es de fácil instalación, tiene un costo de capital

competitivo, y no tiene prácticamente ningún requisito para el agua de refrigeración.

Fuente: MORAN, S., et al. Fundamentals of Engineering Thermodynamics. Seventh Edition.

Editorial WILEY, USA, 2011, p.513

Figura 2. Diagramas p-v y T-s del ciclo Brayton de Aire estándar.

1.1.3. Planta de generación de vapor. Las plantas de generación de energía mediante vapor se

asocian comúnmente con grandes centrales eléctricas. El costo por kilovatio instalado de

capacidad de generación eléctrica se incrementa drásticamente para instalaciones con

capacidades por debajo de los 15MW [7]. Por esta razón no se considera como una opción para

aplicaciones industriales a menos que se emplee mediante un ciclo dual o a modo de

cogeneración.

El ciclo termodinámico modelo es el ciclo Rankine, consiste en un caldera en donde el

combustible se quema y el calor de la combustión, transforma el agua en vapor de alta presión y

temperatura. El vapor ingresa a una turbina donde se expande y genera energía eléctrica. El

vapor de agua que sale de la turbina se condensa en un intercambiador de calor. Finalmente el

ciclo se completa con una bomba que retorna el agua del condensador y la ingresa en la caldera

para repetir el ciclo.

Diagrama p-v ciclo Brayton Diagrama T-s ciclo Brayton

7

1.2. Sistemas recuperadores de calor

En la actualidad todas las industrias están obligadas a utilizar de manera eficiente la energía,

para de esta manera optimizar recursos y conseguir un ahorro en la materia prima utilizada

dentro de los procesos, además de una mejora en la producción, acciones que finalmente se

verán reflejadas en el producto.

En todos los procesos la utilización eficiente de las técnicas de recuperación de energía se

manifiesta en el costo del producto.

Dentro de un proceso las corrientes con presiones o temperaturas elevadas, además de aquellas

que contienen combustible, son corrientes consideradas con potencial energético, el cual puede

ser recuperado y utilizado para optimizar la eficiencia energética del proceso.

Debido a que de toda la energía suministrada al motor de combustión interna en forma de

combustible, solo entre el 30 y 45% se transforma en trabajo mecánico útil, mientras que el

calor restante se desprende como gases de escape y sistemas de refrigeración para el motor. Lo

que resulta en una baja eficiencia energética del sistema, por lo tanto es necesario emplear el

calor residual y transformarlo en trabajo útil. Sin embargo no todo el calor residual puede ser

transformado en trabajo útil, debido a que existen diferentes factores que limitan su utilización.

1.2.1. Factores que afectan la recuperación de calor de los gases de escape

1.2.1.1. Cantidad de calor disponible. La cantidad de calor disponible es una medida de cuanta

energía está disponible en una corriente de proceso para poder ser utilizada. En este caso

específico en el cual se plantea recuperar calor de los gases de combustión la energía disponible

depende del flujo másico de los gases y de la temperatura a la cual los gases están siendo

desprendidos hacia el medioambiente Estas variables se ven representadas en la ecuación (2):

�̇� = �̇�ℎ(𝑇) (2)

8

Donde �̇� es la cantidad de calor disponible en (KJ/h); �̇� es el flujo másico de los gases de

escape en (Kg/h); y ℎ(𝑇) es la entalpía específica de los gases de combustión en (KJ/Kg) la cual

es función de la temperatura [8].

1.2.1.2. Temperatura de los gases de escape. La temperatura de los gases de escape es la clave

en los sistemas de recuperación, debido a que mientras mayor es la temperatura existe mayor

facilidad para recuperar la energía disponible. Además mejora la eficiencia de transformar un

tipo de energía en otro.

Según Goossens (1978), los sistemas de recuperación de calor se diferencian por rangos de

temperatura.

Fuente: BRANAN, C. Rules of Thumb for Chemical Engineers. 4th Edition. Editorial Elsevier.

USA.2005, p. 369

Figura3. Rangos de temperatura para sistemas recuperadores de calor

Área disponible para Intercambio de Calor. Una mayor diferencia de temperatura entre la

entrada y salida del intercambiador, permite una mayor velocidad de transferencia por unidad de

área del intercambiador de calor. La ecuación por la cual se rige la transferencia de calor es:

9

�̇� = 𝑈𝐴∆𝑇 (3)

Donde �̇� es la tasa de transferencia de calor, U es el coeficiente total de transferencia de calor,

A es el área efectiva de intercambio de calor, y ∆𝑇 es la diferencia de temperatura entre las dos

corrientes que intercambian calor [9].

De acuerdo con la ecuación si la diferencia de temperatura es menor, el área del intercambiador

debe ser mayor para garantizar la misma tasa de transferencia de calor manteniendo constante el

coeficiente total de transferencia.

Máxima eficiencia de generación de energía. La eficiencia de Carnot representa la eficiencia

máxima posible de un motor a una temperatura dada, la cual está dada por:

𝜂 = 1 −𝑇𝐿

𝑇𝐻 (4)

Donde 𝑇𝐻 es la temperatura de los gases de escape y 𝑇𝐿 es la temperatura ambiente. Ambas

temperaturas en (K).

Dentro de un sistema recuperador de calor no solo importa la cantidad de calor disponible, sino

también la calidad del calor que puede ser recuperado. De acuerdo a la cantidad y calidad de la

energía disponible se determina el trabajo potencial que se puede extraer de los gases de escape.

El trabajo potencial se obtiene al multiplicar la eficiencia de Carnot por la cantidad de calor

disponible.

𝑊𝑃 = 𝜂�̇� = (1 −𝑇𝑂

𝑇𝐻) �̇� (5)

Donde WP es el trabajo potencial, �̇� es la cantidad de calor disponible, 𝜂 es la eficiencia de

Carnot, 𝑇𝐻 es la temperatura de descarga de los gases de escape en (K); y 𝑇𝑂 es la temperatura

ambiente en (K). [10]

1.2.2. Opciones y tecnologías de sistemas recuperadores de calor. Los métodos para la

recuperación de calor residual incluyen la transferencia de calor entre gases y/o líquidos (por

10

ejemplo, precalentamiento del aire de combustión), la generación de energía mecánica y / o

energía eléctrica, o el uso de calor residual con una bomba de calor para instalaciones de

calefacción o de refrigeración, entre otros. Sin embargo la mejor opción no siempre es evidente

y dependiendo del valor de la energía recuperada y del costo empleado para la recuperación, se

puede definir si es económicamente factible recuperar o no el potencial energético de una

corriente de proceso.

Los costos primarios de la energía en el lugar donde se realiza la recuperación energética

determinara el valor de la energía reciclada, mientras los costos de recuperación están

determinados por la inversión y el costo de operación de los equipos adicionales.

1.2.2.1. Caldera de calor residual. Dentro de una planta de procesos el sistema de vapor es el

sistema mediante el cual se integra toda la energía de la planta. La recuperación de calor

desechado en determinadas corrientes y empleado para generar vapor de agua, hace que si en

algún punto de la planta existe un requerimiento de calor este sea suministrado por el sistema de

vapor. Existe un sin número de calderas recuperadoras de calor de residuos que tienen un diseño

único capaz de adaptarse a un proceso en particular. Se requiere de un adecuado diseño, además

de un control especial sobre la calidad de agua que ingresa a la caldera para garantizar un

desempeño correcto del sistema de recuperación de calor.

1.2.2.2. Intercambiadores de calor. Los intercambiadores de calor son los equipos utilizados

usualmente para enfriar una corriente de producto y precalentar una corriente de alimentación

dentro de un proceso térmico, lo que genera una estabilización natural del sistema. Los

intercambiadores producto-alimentación comúnmente se emplean en los reactores, así como en

los trenes de destilación.

1.2.2.3. Precalentador de aire para combustión. El intercambiador que transfiere calor entre

los gases de combustión y el aire para la combustión, es un tipo de intercambiador producto –

alimentación que tiene gran importancia debido a la gran cantidad de pérdidas del calor de

combustión que origina el aire no precalentado.

Este proceso de intercambio de calor ha generado un sinnúmero de tecnologías para aprovechar

el calor residual de los gases de combustión. Los regeneradores de aceite caliente o de cinturón

de agua caliente, son intercambiadores de calor que transfieren el calor de los gases de

11

combustión hacia líquidos (aceite o agua) para precalentar el aire usado para la combustión, con

la ventaja de que se puede mover el calor entre unidades físicamente separadas.

1.2.2.4. Economizador de caldera. Es un intercambiador de calor que utiliza los gases de

combustión de la caldera para precalentar el agua de alimentación de la caldera.

1.3. Deshidratación de crudo

Es necesario el acondicionamiento del crudo extraído del campo, para que cumpla con los

requerimientos que se exige para la exportación y transportación de crudo a través de ductos.

Sin embargo, el acondicionamiento se dificulta debido a que el crudo sale acompañado del pozo

por agua libre y agua en emulsión.

La separación entre el agua y el crudo se realiza en diferentes etapas, con diversas técnicas y

distintos grados de éxito. El conjunto de métodos de separación se denomina tratamiento de

crudo. Todos los métodos tienen como finalidad el facilitar la separación gravitacional de la

salmuera contenida en mezcla con el crudo.

La deshidratación del crudo incluye la optimización del uso en conjunto de 4 procesos

denominados: demulsificación química, tiempo de retención, calor y electricidad, para producir

agua limpia y crudo limpio. El generar un mayor tiempo de retención y adicionar calor

usualmente es más conveniente que inyectar químicos y crear campos electrostáticos.

1.3.1. Tratamiento químico. El tratamiento químico se fundamenta en inducir la coalescencia,

forzando a que el crudo y el agua se separen rápidamente. Los agentes tensoactivos se absorben

en la interfaz crudo-agua, rompen la película que rodea las gotas de agua, y provocan que el

agente emulsionante ingrese de nuevo en la fase del crudo.

No existen químicos capaces de romper todas las emulsiones con la misma efectividad. La

determinación de la composición química correcta del demulsificador se comprueba mediante la

prueba de la botella.

12

1.3.2. Tratamiento gravitacional. Este tipo de tratamiento se realiza normalmente en

recipientes con una superficie amplia. Se fundamenta en la ley de Stokes, que se muestra en la

ecuación (6). El objetivo para aumentar la eficiencia de separación consiste en aumentar la

diferencia de densidades entre los dos líquidos, en este caso el crudo y el agua. Todos los

métodos empleados para la separación tienen como finalidad el facilitar la separación

gravitacional.

𝑉𝑠 = (1

18)

𝜌𝑠−𝜌𝐿

𝜇𝐿𝑔𝑑2 (6)

Donde 𝑉𝑠 es la velocidad de sedimentación de la partícula; 𝜌𝑠 es la densidad del sólido; 𝜌𝐿 es la

densidad del líquido; 𝜇𝐿 es la viscosidad del líquido; g es la aceleración de la gravedad y d es el

diámetro de la partícula.

1.3.3. Tratamiento térmico. “La adición de calor a la corriente de entrada que contiene la

mezcla crudo-agua es el método tradicional de separación de las fases. La adición de calor

reduce la viscosidad de la fase crudo, lo que permite velocidades de decantación más rápidas, de

conformidad con la ley de Stokes. Para algunos agentes emulsionantes, como las parafinas y

asfáltenos, la adición de calor, desactiva o disuelve el emulsionante, y por lo tanto aumenta su

solubilidad en la fase dispersante.” [11]

Las temperaturas empleadas para el tratamiento oscilan entre los 100-160 °F (38-70 °C). En el

tratamiento de crudos pesados se puede tener una temperatura de hasta 300 °F (150 °C).

Las desventajas que presenta este tratamiento principalmente se asocian con los costos extras

generados, se considera que para elevar la temperatura de un barril de crudo en un grado

Fahrenheit es necesario 150 BTU, mientras que para un barril de agua es necesario 350 BTU.

[12]

Si el calor empleado en el tratamiento térmico se obtiene de la recuperación de otros procesos,

los costos se reducen dramáticamente y se recomienda su empleo.

Si se hace correctamente y con prudencia, calentar una emulsión puede beneficiarse en gran

medida la separación de agua. Sin embargo, si se puede lograr una tasa de eliminación de agua

satisfactoria con la temperatura entregada por el proceso, no existe ninguna razón para incurrir

en los gastos extras generados por la adición de calor.

13

1.3.4. Tratamiento electroestático. Si se somete una emulsión de agua-crudo a un campo

eléctrico de alta tensión se puede lograr la coalescencia de las pequeñas gotas de agua dispersas

en la fase continua. Si un líquido no conductor (crudo) en fase continua contiene a un líquido

conductor (agua) en fase dispersa y se somete a un campo electrostático hace que las gotas de

agua se junten por uno de los siguientes tres fenómenos:

Las gotas se polarizan y tienden a alinearse con las líneas de fuerza eléctrica.

Las gotas se sienten atraídas por un electrodo debido a una carga inducida.

El campo eléctrico tiende a distorsionar y por lo tanto debilita la película del emulsionante

que rodea las gotas de agua.

“Cualquiera que sea el mecanismo real, el campo eléctrico hace que las gotas se muevan

rápidamente en direcciones aleatorias, lo que aumenta considerablemente las posibilidades de

colisión con otra gota. Cuando las gotas chocan con la velocidad adecuada, se produce

coalescencia.”[13]

1.4. Simulación y modelado

La simulación y el modelado son los principales métodos empleados para la representación

cuantitativa de los procesos y de los sistemas de procesos, en la química y la ingeniería de

procesos, para la solución de problemas de carácter científico e ingenieril.

Desde el punto de vista de la ingeniería, la representación cuantitativa de un proceso o de un

sistema de procesos constituye la base para la optimización y control de nuevas plantas de

procesos, o también para la reingeniería de plantas que ya se encuentran en funcionamiento.

La recopilación de información de carácter cuantitativo sobre los procesos y sistemas de

proceso mediante los métodos de modelado y simulado, presenta ventajas marcadas con

respecto a la recuperación de información mediante experimentación física. Siendo las más

importantes:

Disminución de la cantidad de recursos materiales necesarios.

Mediante la simulación de condiciones extremas de operación del sistema, se minimiza los

riesgos inherentes al proceso.

14

Ahorro de tiempo. La simulación permite representar un ciclo tecnológico de larga duración

en un corto tiempo.

La estrategia general para simular un proceso complejo se indica a continuación:

Definir el problemaModelar

matemáticamente el proceso

Ordenar las ecuaciones

Calcular Analizar los resultados

Figura 4. Estrategia general del proceso de simulación

1.4.1. Definir el Problema. Es una de las partes críticas dentro de la simulación, sin embargo

no existe una regla general o conjunto de pasos que garantice una correcta interpretación del

problema. La clave de una correcta interpretación está en la habilidad y criterio del ingeniero. El

ingeniero debe tomarse el tiempo necesario antes de continuar con el proceso de simulación.

Una vez definido el problema el ingeniero es capaz de responder las siguientes preguntas: ¿Qué

es lo que realmente se busca obtener?, ¿Cuál es la importancia del estudio?, ¿Cuáles son los

requerimientos del proceso?, ¿Cuánto tiempo tomara realizar el trabajo?

1.4.2. Modelar matemáticamente el proceso. “Según The Association for the Advancement of

Modeling and Simulation Techniques in Enterprises (AMSE) el modelado es una descripción

esquemática de los procesos y sistemas sin experimentar con sistemas reales.” [14]

Los pasos para el modelamiento matemático de un proceso o sistema de procesos son:

Determinación de la estructura matemática representativa

Identificación de los parámetros estimados en la estructura matemática representativa,

mediante experimentos físicos.

Verificación de la importancia estadística de los parámetros y de la adecuación del modelo.

1.4.3. Ordenar las ecuaciones. Un proceso o sistema de procesos modelado matemáticamente

contiene un sinnúmero de ecuaciones que necesitan ser resueltas, pero antes de su resolución es

necesario un algoritmo de cálculo para determinar el orden en el cual se va a ir realizando la

solución y que variables se van a obtener después de cada uno de los reemplazos. El algoritmo

15

de cálculo no es mas que un diagrama lógico donde se indica los pasos a través de los cuales se

va a llegar a la solución.

1.4.4. Calcular. El modelo matemático de un proceso químico sencillo, que conste de pocas

ecuaciones, se puede resolver empleando un programa desarrollado personalmente. Sin embargo

si se trata de un modelo matemático de una planta integrada con varias unidades de proceso, se

plantea como un gran reto. En estos casos se emplea un simulador de procesos, como Aspen

Plus (Aspen Tech), CHEMCAD (Chemstations), HYSYS (Aspen Tech).

1.4.5. Analizar los resultados. El factor decisivo dentro de la simulación de procesos químicos

está en la interpretación que realiza el ingeniero de los resultados arrojados por el simulador. El

ingeniero debe estar capacitado para determinar si el modelo es una representación valida del

proceso real o si se necesita una revisión y afinación. La decisión se fundamenta en el

cumplimiento o no de los objetivos planteados en la definición del problema. La decisión se

toma considerando aspectos técnicos y económicos.

1.4.6. Escalado. Mediante el modelado matemático se puede realizar la caracterización

cuantitativa de los procesos industriales, sin embargo no se puede dejar de lado al ámbito

experimental, debido a que para determinar los parámetros del modelo se necesita de ensayos a

escala de laboratorio. “La representación cuantitativa de un proceso industrial a través de una

descripción cuantitativa del modelo de laboratorio es la esencia del escalado en la ingeniería

química.”[15]

El diseño de equipos industriales, en especial aquellos de gran capacidad, se enfrentan

principalmente a dos problemas de escalado:

Criterios de semejanza incompatibles.

Efectos del escalado.

La teoría de la semejanza muestra que el escalamiento lineal desde el modelo de laboratorio

hasta el prototipo industrial, en la mayoría de los casos, conduce a una contradicción de los

criterios de semejanza. Esto debido a que los valores de los criterios no pueden ser idénticos,

tanto para el modelo como para el prototipo. Se explica esta situación por las grandes

diferencias geométricas que genera el escalamiento lineal. Este inconveniente se puede evitar

16

dentro del modelado matemático, por la introducción del factor de escalamiento lineal dentro

del modelo del prototipo.

Sin embargo en la teoría de escalado se indica que el modelado matemático presenta los efectos

del escalado si se incrementa el tamaño de los equipos modelados por fuera del rango para el

cual el modelo fue desarrollado.

Existen equipos como los filtros, que necesariamente necesitan de datos experimentales para su

correcto dimensionamiento. Sin embargo para equipos convencionales como intercambiadores

de calor, columnas de destilación, bombas, entre otros, mediante propiedades físicas o químicas

del proceso se puede realizar un correcto dimensionamiento del equipo.

1.5. Simulador Hysys

Es un software de procesos que se utiliza típicamente para simulación en estado estacionario. Se

emplea para supervisar rendimientos, diseño, optimización y planes de negocios en el área de

refinación de petróleo, y en general en la industria del gas y el crudo.

Dicho simulador puede ser empleado de forma satisfactoria para la simulación del proceso de

recuperación de calor de gases de escape, el cual es el objeto del presente estudio.

1.5.1. Paquetes termodinámicos. En Aspen Hysys, las propiedades físicas de los componentes

puros y los métodos de cálculo para propiedades de mezclas están contenidas en los paquetes

termodinámicos o paquetes de fluido (fluid packages). Es por ello que la selección de un modelo

termodinámico adecuado para la predicción de la entalpía y la constante de equilibrio es

fundamental para el proceso de simulación. Cada modelo es apropiado solamente para ciertos

tipos de compuestos y limitado a ciertas condiciones de operación. La selección de un modelo

inapropiado puede resultar en problemas de convergencia y resultados erróneos. El proceso de

selección se debe realizar tomando las siguientes consideraciones:

Componentes del proceso y composición.

Rangos de presión y temperatura.

Fases involucradas.

17

Naturaleza de los componentes.

Disponibilidad de información (coeficientes binarios).

Cabe recalcar que el proceso de selección es profesional, no computacional. Existen cuatro

categorías en las cuales se clasifican los modelos termodinámicos.

Ecuaciones de estado (EOS).

Modelos de actividad (Coeficiente de Actividad).

Empíricos

Especial para sistemas específicos.

1.5.1.1. Ecuaciones de estado (EOS). Es una expresión matemática que expresa la relación,

para un sistema en equilibrio termodinámico, de las variables de estado que lo describen. A

pesar de ser ampliamente utilizadas, no existe una única ecuación de estado que describa el

comportamiento de todas las sustancias para todas las condiciones de presión y temperatura.

Algunas de estas se indican en la Figura 5.

Fuente: LUQUE, S. y VEGA, A. Simulación y Optimización avanzadas en la industria química

y de procesos: HYSYS. Tercera Edición. Editorial Universidad de Oviedo. España, 2005, p. 52

Figura 5. Ecuaciones de estado de mayor utilidad en cálculos de ingeniería química

18

Para aplicaciones en la industria de petróleo, gas y petroquímica, el modelo termodinámico

recomendado es el Peng Robinson (PR), ya que abarca sin problema un rango muy amplio de

presión y temperatura.

La aplicación de las ecuaciones de estado para componentes polares o altamente no ideales es

limitada. Estos sistemas se manejan mediante la utilización de dos modelos, uno para la fase

vapor y otro para la fase líquida.

Para el caso de la ecuación de estado de Peng Robinson, se han agregado componentes claves a

su funcionalidad, los cuales son los siguientes: He, H2, N2, CO2, H2𝑆, H2O, CH3OH, EG y TEG.

[16]

1.5.1.2. Modelos de actividad. Son correlaciones empíricas que tratan de explicar el

comportamiento de sistemas altamente no-ideales (polares) tomando en cuenta la interacción

molecular a través de la introducción de un factor de corrección a la ley de Raoult, el coeficiente

de actividad. Los modelos de actividad producen los mejores resultados cuando se aplican en la

región de operación en la que los parámetros de interacción fueron obtenidos.

Fuente: LUQUE, S. y VEGA, A. Simulación y Optimización avanzadas en la industria química

y de procesos: HYSYS. Tercera Edición. Editorial Universidad de Oviedo. España, 2005, p. 89

Figura 6. Modelos de actividad recomendados para diferentes aplicaciones

19

1.5.2. Caracterización de un crudo mediante la herramienta Oil Manager. La caracterización

de un crudo en Aspen Hysys se realiza mediante la herramienta Oil Manager, que se encuentra

dentro del entorno básico de simulación. Para la caracterización, el programa crea componentes

hipotéticos a partir de la información suministrada, asociándolos con los puntos de ebullición en

condiciones normales de componentes puros presentes en la base de datos del programa

[17].para dicho propósito Hysys requiere la siguiente información:

Curvas de puntos de ebullición (TBP, ASTM D86, ASTM D1160, ASTM D2287, EFV)

Factor de caracterización KUOP.

Peso molecular promedio.

Análisis cromatográfico.

Viscosidad.

Composición de livianos.

Densidad API.

Curvas de propiedades.

No es necesario ingresar al simulador todos los datos nombrados anteriormente, sin embargo

mientras mas específica sea la información, los resultados de la caracterización serán mas

cercanos a la realidad. En la figura 7 se clasifica la información requerida.

Fuente: HYPROTECH. Simulation Basis Manual HYSYS 3.2.Cambridge, 2003.p. 4-10

Figura 7. Datos requeridos por Hysys para caracterizar petróleo crudo

20

1.5.3. Entorno de simulación. Es el espacio en el cual se despliega el diagrama de flujo de

proceso (PFD), diagrama que indica todas las unidades de proceso del sistema incluidas las

corrientes de materia y energía. En la figura 8 se puede visualizar las principales partes del

entorno de simulación de Hysys.

Figura 8. Entorno de simulación de Aspen Hysys.

1.5.4. Equipos utilizados

1.5.4.1. Intercambiador de calor. Esta operación realiza un balance de materia y energía en

ambos lados de la unidad. Es muy flexible, de manera que puede calcular temperaturas,

presiones, flujos de calor, flujos de materia o UA (producto del coeficiente global de

transferencia y el área de intercambio). [18]

Esta operación permite dividir la curva de calor en ambos lados del intercambiador en

intervalos, de manera que en lugar de calcular la transferencia de energía en condiciones

terminales del intercambiador, se calcula en cada uno de los intervalos, que posteriormente se

suman para obtener la transferencia global.

Activar la

simulación

Detener la

simulación

Nuevo

archivo

Abrir

archivo Guardar

archivo Barra de

menús

Muestra

el PFD

Muestra el

Balance masa

y energía

Ambiente de simulación

21

1.5.4.2. Separador trifásico. Dispone de múltiples entradas y tres salidas, una vapor y dos

liquidas. La operación divide el contenido de la operación en sus fases constituyentes vapor,

líquida ligera y líquida pesada.

El separador de tres fases proporciona un alto grado de flexibilidad en cuanto a la forma de

resolver la operación. Además, de la aplicación estándar (alimentación completamente

definida), el separador puede también usar una composición conocida del producto para

determinar la composición de la otra corriente producto y por un balance la composición de la

alimentación. [19]

Es importante mencionar que si no se especifica al separador para que simule una situación real,

el simulador asume que el separador realiza una separación ideal y calcula únicamente el

equilibrio líquido-vapor.

1.6. Escalado económico

Al igual que una empresa, el desarrollo de procesos químicos tiene como finalidad obtener

rentabilidad económica. Por lo tanto la comprensión de la economía del proceso es esencial

dentro del desarrollo del proyecto. Dentro del desarrollo de procesos la economía tiene tres

funciones básicas:

Evaluación de las opciones de diseño.

Optimización de procesos

Rentabilidad global del proyecto.

Previo a tomar decisiones en base a la economía del proceso, es necesario conocer los costos

principales del proyecto, mediante los cuales se puede tener una idea de las opciones que

pueden ser tomadas en cuenta para su posterior profundización.

1.6.1. Costo de capital para el nuevo diseño. La inversión total requerida para un nuevo

proyecto puede dividirse en cinco componentes.

22

1.6.1.1. Inversión de límite de batería. El límite de batería se refiere al espacio físico donde la

materia prima se transforma en producto dentro del sistema de fabricación. Incluye los equipos

de proceso así como los edificios o estructuras donde se encuentran albergados.

La inversión necesaria de límite de batería es la requerida para adquirir e instalar los artículos

individuales de la planta y formar un proceso de trabajo.

El costo de los equipos se puede obtener mediante proformas o mediante catálogos

especializados, sin embargo dependiendo del lugar en donde se encuentre ubicado el proceso es

importante tomar en cuenta que al costo del equipo se puede aumentar entre un 5-10% de su

valor real debido a los costos de envío.

El costo de un equipo depende de varios factores como el tamaño, el material de construcción,

la presión de diseño y la temperatura de diseño. Usualmente el costo de un equipo se presenta

como función de su capacidad, la ecuación 7 presenta esta relación.

𝐶𝐸 = 𝐶𝐵 (𝑄

𝑄𝐵)

𝑀 (7)

Donde 𝐶𝐸 es el costo del equipo con una capacidad 𝑄; 𝐶𝐵 es el costo base conocido del equipo

con capacidad 𝑄𝐵; 𝑀 constante que depende del tipo de equipo. [20]

Fuente: SMITH, R. Chemical Process Design and Integration. Editorial John Wiley & Sons Ltd,

England. 2005, p. 18

Figura 9. Correlaciones típicas entre capacidad de equipos y costo de capital

23

Fuente: SMITH, R. Chemical Process Design and Integration. Editorial John Wiley & Sons Ltd,


Figura 9. (Continuación)

En la figura 9 se presentan las correlaciones típicas entre la capacidad de los diferentes equipos

y el costo de capital de cada uno de ellos de acuerdo datos de enero del año 2000.

1.6.1.2. Inversión en servicios. El capital invertido en los servicios de la planta incluye los

equipos para generación y distribución de electricidad, generación y distribución de vapor, agua

de proceso, agua de enfriamiento, agua contra incendios, tratamiento de efluentes, refrigeración,

aire comprimido, gas inerte (nitrógeno).

1.6.1.3. Inversión en zonas externas. El capital invertido en adecuaciones, sistemas de

protección, sistemas de comunicación, sistema de depósito de desechos. Elementos constitutivos

de la planta que no tienen relación directa con el proceso pero que son necesarios para su puesta

en marcha. Se considera que la inversión en servicios como en las zonas externas abarca entre

un 20-40% de la inversión realizada en el límite de batería. [21]

24

1.6.1.4. Capital de trabajo. Es el dinero invertido previo a la existencia de un producto para

vender, es decir es el capital que se debe invertir para poner en funcionamiento la planta. Es

decir son los recursos que requiere la empresa para desarrollar sus operaciones económicas .Se

estima que el capital de trabajo representa un 15% de la inversión total de capital para la

planta.[22]

1.6.1.5. Costo total de capital. Es el costo total de los recursos financieros utilizados. Reúne los

costos del proceso, de los servicios y del capital de trabajo. Se puede calcular el costo total de

capital a partir del costo de cada uno de los equipos que compone la planta mediante la siguiente

relación [23]:

𝐶𝐹 = ∑ 𝑓𝑖𝐶𝐸,𝑖𝑖 (8)

Donde 𝐶𝐹 es el costo de capital fijo para todo el sistema; 𝐶𝐸,𝑖 costo del equipo i; 𝑓𝑖 factor de

instalación para el equipo i.

25

2. SISTEMA RECUPERADOR DE CALOR DEL EPF

Actualmente el campo Eden Yuturi operado por la empresa Petroamazonas EP tiene una

capacidad de generación eléctrica de 60 MW, la misma que está centralizada en el EPF, donde

se cuenta con 8 motogeneradores, cada uno con una capacidad individual de generación de 7,5

MW. Los motogeneradores existentes son alimentados unos con crudo y otros con gas

combustible, el que se obtiene a partir del gas asociado al petróleo producido en la estación.

Al diseño original de la planta con el paso de los años se han incorporado mejoras, orientadas

principalmente a la optimización energética del proceso. En un principio no se aprovechaba toda

la capacidad de generación del gas asociado al petróleo, por lo cual se planteó como objetivo el

maximizar el uso de gas asociado como gas combustible. Una vez cumplido el objetivo se

planteó el siguiente paso para la integración energética del proceso, el cual fue la

implementación de un sistema de recuperación de calor para los gases de escape de los

motogeneradores. Esto con el objetivo de recobrar el calor de las emisiones gaseosas de los

generadores eléctricos, y emplear el calor residual en la deshidratación del crudo extraído.

Actualmente el campo cuenta con un sistema de recuperación de calor instalado para la mitad de

su generación eléctrica total, es decir 30 MW.

2.1. Descripción del proceso

El sistema recuperador de calor consta de dos secciones. La primera es la sección en la cual

existe un intercambio de calor entre los gases producto de la combustión y el fluido térmico, el

cual gracias a sus propiedades fisicoquímicas es capaz de captar un mayor flujo de calor. La

segunda sección consiste en la transferencia de calor entre el fluido térmico y el crudo extraído,

esto permite realizar el tratamiento térmico para la deshidratación del crudo sin el empleo de un

combustible adicional.

2.1.1. Intercambio gas-fluido térmico. El sistema de recuperación de calor se emplea una vez

que el crudo se combustiona en el interior del motogenerador de energía eléctrica. Es necesario

26

entonces conocer la cantidad de calor que se puede recuperar de los gases de escape de los

motogeneradores, esta información se la puede observar para las diferentes velocidades de

operación de los generadores en las tablas 1 y 2.

Tabla 1. Balance de energía del W 16V32C / 720 rpm

Carga % 100 90 75 50

SFOC g/KWh 187 187 188 202

Engine output kW 7200 6480 5400 3600

HT-cicuit total kW 2200 1787 1267 833

LT-circuit total kW 1853 1720 1460 1309

Exhaust gases kW 4480 4147 3672 2644

Radiation kW 225 225 225 225

Total kW 15958 14359 12024 8611

Energía recuperable en (WHRU) Kw 2000 1960 1780 1480

Exhaust gas flow Kg/s 13,3 12,2 10,4 7,1

Exhaust gas Tem. °C 345 348 360 380

Engine output % 45,12% 45,13% 44,91% 41,81%

HT-cicuit total % 13,79% 12,45% 10,54% 9,67%

LT-circuit total % 11,61% 11,98% 12,14% 15,20%

Exhaust gases % 28,07% 28,88% 30,54% 30,70%

Radiation % 1,41% 1,57% 1,87% 2,61%

Energía recuperable en (WHRU) % 12,49% 13,52% 14,99% 16,33%

Fuente: Wärtsilä, Hoja de datos W16V32C

Tabla 2. Balance de energía del W 16V32C / 750 rpm

Carga % 100 90 75 50

SFOC g/KWh 187 187 188 202

Engine output kW 7360 6624 5520 3680

27

Tabla 2. (Continuación)

HT-cicuit total kW 2227 1813 1300 867

LT-circuit total kW 1867 1773 1513 1333

Exhaust gases kW 4622 4283 3731 2690

Radiation kW 225 225 225 225

Total kW 16301 14718 12289 8795

Energía recuperable en (WHRU) Kw 2000 1960 1780 1480

Exhaust gas flow Kg/s 14,0 12,8 10,9 7,4

Exhaust gas Tem. °C 340 340 350 370

Engine output % 45,15% 45,01% 44,92% 41,84%

HT-cicuit total % 13,66% 12,32% 10,58% 9,86%

LT-circuit total % 11,45% 12,05% 12,31% 15,16%

Exhaust gases % 28,35% 29,10% 30,36% 30,59%

Radiation % 1,38% 1,53% 1,83% 2,56%

Energía recuperable % 12,23% 13,19% 14,66% 15,99%

Fuente: Wärtsilä, Hoja de datos W16V32C

Las condiciones de trabajo de los motogeneradores son a velocidad constante, y se regula la

potencia mecánica de cada una de las máquinas manteniendo una velocidad constante a costa de

moverse en la curva de eficiencia de la máquina, lo que representa que de acuerdo a la carga

eléctrica que otorgue el motogenerador, se dispondrá de diferente cantidad y temperatura de los

gases de escape.

De acuerdo a la temperatura de salida de los gases de escape según Goossens (1978), la

eficiencia de recuperación está en un rango entre el 35-53%, por lo cual para el diseño de los

boilers del sistema recuperador se consideró una eficiencia del 45%.

El poder calórico promedio del crudo es de 42700 KJ/Kg de combustible. Tomando este valor

como la cantidad de energía que ingresa y dependiendo de la eficiencia de la maquina

generadora de energía la eficiencia global de la maquina se muestra en las tablas 3 y 4.

28

Tabla 3. Eficiencia del W 16V32C / 720 rpm

Carga

(%)

SFOC

(Kg/KJ)

Combustible

(Kg/h)

Poder

calórico

(KJ/Kg)

Energía

combustible

(KW)

Eficiencia

Eléctrica

100 5,19E-05 1346,40 42700,00 15982,58 0,45

90 5,19E-05 1211,76 42700,00 14384,32 0,45

75 5,22E-05 1015,20 42700,00 12051,03 0,45

50 5,61E-05 727,20 42700,00 8632,30 0,42

Tabla 4. Eficiencia del W 16V32C / 750 rpm

Carga

(%)

SFOC

(Kg/KJ)

Combustible

(Kg/h)

Poder

calórico

(KJ/Kg)

Energía

combustible

(Kw)

Eficiencia

eléctrica

100 5,19E-05 1376,32 42700,00 16337,74 0,45

90 5,19E-05 1238,69 42700,00 14703,97 0,45

75 5,22E-05 1037,76 42700,00 12318,83 0,45

50 5,61E-05 743,36 42700,00 8824,13 0,42

Una vez que se cuantifica la cantidad de calor que puede ser recuperado de los gases producto

de la combustión se puede dimensionar el sistema de recuperación de calor. El fluido térmico

empleado para la recuperación es el Therminol 66, en el Anexo A se presenta las propiedades

que permiten utilizar este aceite térmico como fluido receptor del calor residual de los gases de

escape. Para la puesta en marcha del sistema se cuenta con un horno de precalentamiento que se

diseñó para definir la temperatura del aceite térmico en 138°C.

29

El sistema de recuperación de calor fue dimensionado para operar con cuatro boilers de los

cuales dos están operativos, uno está por instalarse y el otro a futuro. El caudal de aceite térmico

que pasa por cada boiler es de 70m3/h dando un total de 280m3/h considerando el boiler a

futuro. Cabe indicar que con este caudal fueron dimensionadas las bombas de recirculación.

Actualmente, solamente 140m3/h por hora están pasando por los boilers instalados y los otros

140m3/h de aceite frio se están mezclando a la salida del sistema de recuperación de calor.

Cuando el sistema opera a condiciones de diseño es decir cuando la temperatura de ingreso es

de aprox. 140°C los dos boilers operan a la capacidad de diseño de 1840KW (80% de carga) la

temperatura de aceite térmico a la salida es de 162.4°C valor que se registra actualmente en el

sistema. (Ver figura 10)

Figura 10. Operación del sistema a temperaturas de diseño

El control de temperatura de aceite térmico a la salida de los boilers se realiza a través de la

ubicación de posición en tres pasos de los dampers (0%, 50% y 100%).

En caso que la temperatura de ingreso sea mayor o menor a lo requerido se genera

perturbaciones de temperatura a la salida del sistema de recuperación de calor, siendo lo más

crítico la temperatura de ingreso menor a 140°C. (Ver Figura 11)

30

Fuente: Petroamazonas EP, campo Eden Yuturi

Figura 11. Temperatura de entrada y salida del sistema WHR

En el caso que el aceite térmico ingrese al boiler a una temperatura mayor de 150°C no es

posible controlar la temperatura de salida de aceite térmico a 190°C debido a que el control de

temperatura no es fino. A la condición de temperatura de ingreso 150°C los dampers operan al

50% de apertura ocasionando que la capacidad de los boilers se disminuya de 1840 KW a 1062

KW reflejándose en una temperatura de salida del aceite de 181,2°C menor a la temperatura del

set de operación (190°C) (Ver Figura 12).

Cabe indicar que para evitar sobrecalentamiento del sistema de aceite térmico dispone de un

aircooler que opera a una temperatura mayor de 210°C en caso de emergencia.

Figura 12. Operación de los Boilers a temperatura mayor de 154°C

2.1.2. Intercambio fluido térmico – crudo. Una vez que el calor residual de los gases de escape

se ha trasladado al aceite térmico mediante la transferencia de calor en los boilers se transporta

mediante tuberías hasta el siguiente tren de intercambiadores, donde se realiza el intercambio de

calor entre el fluido térmico y el crudo extraído.

31

Para determinar la temperatura del crudo a la salida del intercambiador es esencial conocer la

demanda de calor requerida por el proceso, para lo cual se hace necesario dimensionar el

separador donde se va a realizar la división de las fases, una vez dimensionado el equipo se

define la temperatura a la cual se garantiza la decantación y posterior separación entre la fase

liquida ligera y la fase líquida pesada.

Los intercambiadores de calor E-50880A/B fueron diseñados para operar uno como respaldo del

otro pero por solicitud de operaciones actualmente están operando en paralelo.

Se diseñó el sistema con las siguientes premisas:

Corte de agua de Pañacocha: 20%

Corte de agua de Bloque 31 : 28%

Se cuenta con un arreglo simétrico de tubería al ingreso y salida.

Temperatura requerida de crudo a la salida (Set operativos en campo E-50880A:

174°C/E50880B: 180°F) Promedio:177°F

Temperatura de ingreso de crudo a los intercambiadores: 140°F

El máximo caudal que puede operar con dos boilers en estas condiciones es 32980 BFPD y así

mantener las condiciones de operación requeridas tanto en operaciones como planta de

generación. (Ver Tabla 5)

Tabla 5. Condiciones de operación simulada a un caudal 32980 BFPD

Parámetro Unidad Carga

Capacidad por Boiler MMBTU/H (KW) 6.2 (1840)

Capacidad Operación por E-50880 MMBTU/H (KW) 5.5 (1600)

Caudal de crudo BPD 32980

Temperatura de ingreso de crudo °F 140

Temperatura de salida de crudo °F 183

Temperatura de ingreso WHR °C 138

Temperatura de salida WHR °C 162,4

32

El máximo caudal de fluido que puede manejar el sistema de recuperación de calor con 1 boiler

es 17,000BFPD (operando un intercambiador), para 2 boilers es de 32980 BFPD (operando dos

intercambiadores) y con 3 boilers 63900BFPD (operando dos intercambiadores) para que la

temperatura de crudo a la salida del intercambiador sea mayor a 170°F (Ver tabla 6).

Tabla 6. Alternativas de Operación

Numero de

boiler

operativos

Temperatura

de retorno del

aceite térmico

°C

Temperatura

de salida del

aceite

térmico

°C

Caudal de fluido

que pasa por

cada

intercambiado

BFPD X2

Temperatura

de ingreso de

crudo.

Temperatura

de salida de

crudo.

1 140 156 17000 144°F 173°F

1 140 150 15877 (31754) 144°F 170°F

2 170 190 15877 (31754) 150 °F 182 °F

2 140 164 15877 (31754) 144 °F 183 °F

2 140 163 31754 (63508) 144°F 164°F

3 140 176 31754 (63508) 150°F 173 °F

33

3. ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS ALTERNATIVAS DE SISTEMAS

RECUPERADORES DE CALOR

Se conoce de manera general que mientras más grande es la capacidad de la central de

generación, es más viable el implementar sistemas de recuperación de calor, en tanto que en

sistemas donde la capacidad instalada es pequeña la inversión requerida es muy alta para el

beneficio obtenido. Por este motivo para el análisis técnico de las diferentes opciones de

recuperación, se tomara como modelo de diseño la estación EPF, la misma que tiene instalado

un sistema de recuperación de calor para una capacidad de generación eléctrica de 30 MW.

Se conoce el flujo y la temperatura de los gases de escape de los motogeneradores, datos con los

cuales se determina el trabajo potencial (WP) que pueden generar los gases producto de la

combustión, como se puede observar en la tabla 7 y 8.

Tabla 7. Trabajo potencial de los gases de escape del W 16V32C / 720 rpm

Carga (%) Energía disponible en

gases de escape (KW)

Eficiencia

recuperación

WP (KW)

100 4480 51% 2283,50

90 4147 51% 2123,58

75 3672 52% 1914,31

50 2644 54% 1417,15

Tabla 8. Trabajo potencial de los gases de escape del W 16V32C / 750 rpm

Carga (%) Energía disponible en

gases de escape (KW)

Eficiencia

recuperación

WP (KW)

100 4622 51% 2337,39

90 4283 51% 2165,95

34


75 3731 51% 1916,40

50 2690 53% 1422,40

De acuerdo a los valores de trabajo potencial de los gases de escape se plantean tres opciones de

recuperación además de la actualmente utilizada en el EPF.

3.1. Generación de energía a través de trabajo mecánico.

El sistema utilizado de manera mas frecuente para generar energía a partir de calor residual

implica el uso de calor para generar vapor, el cual impulsa una turbina de vapor. El ciclo

Rankine de vapor tradicional es la opción más eficiente para la recuperación de calor residual de

gases de escape con temperaturas aproximadamente de entre 650 - 700 ° F (340 - 370 ° C). [24]

El diseño del sistema de cogeneración consta de dos secciones. La primera es la sección en la

cual existe un intercambio de calor entre los gases producto de la combustión y el fluido

térmico, la segunda sección consiste en la generación de trabajo mecánico mediante el empleo

de una turbina. El fluido térmico receptor del calor residual de los gases de combustión es el

agua.

El sistema de recuperación de calor se diseñó para operar con cuatro boilers. El caudal molar

total de agua que circula por el interior del circuito es de 550 Kg mol/h.

Operando en condiciones de diseño, es decir cuando la temperatura de ingreso del agua es

aproximadamente 40°C, se espera que los cuatro boilers operen a la capacidad de diseño de

1840KW (80% de carga) y que la temperatura del vapor de agua a la salida sea de 307°C. (Ver

figura 13)

Una vez que el calor residual de los gases de escape se ha trasladado al vapor de agua mediante

la transferencia de calor en los boilers, el vapor se pondrá en contacto con la turbina de

generación eléctrica para impulsarla.

35

Figura 13. Operación del sistema de cogeneración a temperaturas de diseño

El vapor sobrecalentado que ingresa a la turbina después de generar el trabajo mecánico se

expande y pasa a ser un vapor de baja presión. Considerando una eficiencia adiabática del 75%

para el funcionamiento de la turbina, se obtiene un trabajo de 1428 KW. (Ver Figura 14)

Figura 14. Operación de la turbina de cogeneración a temperatura de diseño

El vapor de baja presión continúa en el circuito de recuperación de calor y atraviesa una torre de

enfriamiento donde se condensa y acondiciona su temperatura alrededor de los 40 °C, para

posteriormente ingresar a una bomba donde se aumenta la presión del agua líquida hasta los

1000 psia. (Ver Figura 15)

Antes de considerar como una opción de recuperación de calor a la cogeneración, es importante

determinar si la demanda total de energía eléctrica de la estación esta cubierta y garantizada en

los próximos años, si este es el caso, no se debería considerar como una opción técnicamente

viable.

36

Figura 15. Operación de sistema de retorno para cogeneración a temperatura de diseño

Puesto que uno de los objetivos del presente estudio es determinar si es técnicamente y

económicamente factible instalar un sistema de recuperación de calor en las estaciones Lago y

Oso, en la figura 16 y 17 se presentan los diagramas de proyección que relaciona la demanda

eléctrica requerida versus la capacidad de generación disponible hasta el año 2022 en ambas

estaciones.

Figura 16. Diagrama demanda eléctrica vs capacidad garantizada Lago

De la figura 16 y 17 se puede identificar que en la estación Lago y Oso la demanda total de

energía eléctrica esta totalmente cubierta y garantizada durante los próximos años. Con lo cual

se considera que no existe la necesidad de aplicar un sistema de cogeneración en ninguna de las

dos estaciones.

0 kW

1,000 kW

2,000 kW

3,000 kW

4,000 kW

5,000 kW

6,000 kW

7,000 kW

8,000 kW

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

kW

Demanda versus Capacidad Garantizada Lago

Demanda

Capacidad Instalada

Capacidad Garantizada

37

Figura 17. Diagrama demanda eléctrica vs capacidad garantizada Oso

Sin embargo si se considera el sistema de cogeneración como una opción, se puede identificar

sus ventajas y desventajas las cuales están expuestas en la tabla 9.

Tabla 9. Ventajas y desventajas de la cogeneración.

Ventajas Desventajas

Se incrementa la capacidad de

generación de energía eléctrica de

la planta

Se recupera en total en los cuatro

intercambiadores 7360 KW de los cuales en la

turbina de generación solo se aprovechan 1428

KW lo cual representa un 20%.

Incremento de la eficiencia

energética de la planta

Al trabajar con una presión de 1000 psia se

requiere que las tuberías y equipos estén

montados para trabajar con altas presiones y

temperaturas.

Emplear agua como fluido térmico

receptor del calor residual

3.2. Recuperación de calor con vapor como fluido térmico para deshidratación de crudo

Se plantea que el diseño del sistema recuperador de calor está constituido por dos bloques. El

primer bloque en el cual existe un intercambio de calor entre los gases producto de la

combustión y el fluido térmico, el cual en este caso es el vapor de agua. El segundo bloque

consiste en la transferencia de calor entre el fluido térmico y el crudo extraído.

0 kW2,000 kW4,000 kW6,000 kW8,000 kW

10,000 kW12,000 kW14,000 kW16,000 kW

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

KW

Años

Demanda versus Capacidad Garantizada Oso

Demanda

Capacidad Instalada

Capacidad Garantizada

38

El sistema de recuperación de calor se diseña para operar con cuatro boilers. El caudal de agua

que pasa por cada boiler es de 135 Kg mol/h dando un total de 540 Kg mol/h.

Las condiciones de operación de diseño para el sistema indican que la temperatura de ingreso es

de aprox. 35°C los cuatro boilers operan a la capacidad de diseño de 1840KW (80% de carga) la

temperatura del vapor de agua a la salida es de 200°C. (Ver figura 18)

Figura 18. Operación del sistema con fluido térmico vapor a temperaturas de diseño

Una vez que el calor residual de los gases de escape se ha trasladado al vapor de agua mediante

la transferencia de calor en los boilers, el fluido térmico se transportara mediante tuberías hasta

el siguiente tren de intercambiadores, donde se realizará el intercambio de calor entre el fluido

térmico y el crudo extraído.

Antes de pasar a diseñar el segundo bloque del sistema recuperador de calor, es necesario

determinar la demanda de calor del proceso, la cual para el caso específico del crudo del EPF se

la determinará desde el año 2013 hasta el 2023 mediante la proyección de producción como

indica la tabla 10. Se realiza el cálculo considerando que en este campo se cuenta con

separadores trifásicos, con lo cual la demanda de calor se mantiene prácticamente constante a lo

largo del tiempo, sin embargo en otras estaciones, como es el caso de la estación Lago se cuenta

únicamente con separadores bifásicos, si este es el caso, la demanda de calor aumentara o

disminuirá en función de los barriles de fluido diarios.

39

Tabla 10. Demanda de calor para calentamiento de crudo EPF

Tiempo

(Años)

Demanda

de Calor

(KW)

2013 5402

2014 5394

2015 5324

2016 5416

2017 5583

2018 5416

2019 5394

2020 5394

2021 5394

2022 5394

2023 5394

Los intercambiadores de calor E 101 y E101-2 se diseñan para operar uno como respaldo del

otro, pero se pueden operar en paralelo si se considera necesario.

Para determinar la máxima capacidad que pueden operar el sistema se toman las mismas

premisas que se consideraron a la hora del diseño del sistema actualmente instalado en el EPF.

El máximo caudal que puede operar con cuatro boilers en estas condiciones es 32980 BFPD y

así mantener las condiciones de operación requeridas tanto en operaciones como planta de

generación. (Ver Tabla 11)

Tabla 11. Condiciones de operación simulada para sistema con fluido térmico vapor para

un caudal de 32980 BFPD



Capacidad Operación por E-101 MMBTU/H (KW) 5.2 (1530)


40





Temperatura de salida WHR °C 200

Después de que el vapor de agua intercambia calor con el crudo, el vapor pierde presión y

temperatura, sin embargo para volver a iniciar el ciclo es necesario que todo el vapor condense,

para lo cual se debe colocar una torre de enfriamiento que permita acondicionar nuevamente el

agua de entrada.

Tabla 12. Ventajas y desventajas de la recuperación de calor con vapor como fluido

térmico para deshidratación de crudo



energética de la planta

Falta de flexibilidad en el proceso.

Necesidad de aislar tuberías por donde circula el

vapor.



Aumento de los gastos de operación, debido al

agua de reposición que se debe añadir en la torre

de enfriamiento

Implementación de trampas de vapor

3.3. Recuperación de calor con agua como fluido térmico para deshidratación de crudo

Al sistema recuperador de calor por facilidad de diseño se lo ha dividido en dos secciones. La

primera sección consistirá de un equipo que permita el intercambio de calor entre los gases de

escape y el fluido térmico, el cual en este caso es el agua. La segunda sección consistirá en la

transferencia de calor entre el fluido térmico y el crudo extraído.

El sistema de recuperación de calor se diseñará para operar con cuatro boilers. El caudal de agua

que pasa por cada boiler es de 750 Kg mol/h dando un total de 3000 Kg mol/h.

41

Con el sistema operando a condiciones de diseño, es decir con una temperatura de ingreso de

aprox. 35°C, los cuatro boilers operando a la capacidad de diseño de 1840KW (80% de carga),

la temperatura del agua caliente a la salida se espera sea de 200°C. (Ver figura 19)

Figura 19. Operación del sistema con fluido térmico agua a temperaturas de diseño

Los intercambiadores de calor E 101A y E101A-2 están diseñados para operar uno como

respaldo del otro, pero se puede operar en paralelo si se considera necesario en algún momento.

El máximo caudal de diseño es de 32980 BFP, si se mantienen las condiciones de operación

requeridas tanto en operaciones como planta de generación. (Ver Tabla 13)

Tabla 13. Condiciones de operación simulada para sistema con fluido térmico agua para

un caudal de 32980 BFPD



Capacidad Operación por E-101A MMBTU/H (KW) 5.4 (1600)





Temperatura de salida WHR °C 144

42

Después de que el agua caliente intercambia calor con el crudo, para volver a iniciar el ciclo

será necesario que toda el agua se enfríe hasta su condición inicial, para lo cual se deberá

colocar un aero-enfriador que permita acondicionar nuevamente el agua para su recirculación.

Tabla 14. Ventajas y desventajas de la recuperación de calor con agua como fluido térmico

para deshidratación de crudo



energética de la planta Falta de flexibilidad en el proceso.



Al trabajar con una presión de 400 psia se

requiere de tuberías y accesorios dispuestos para

trabajar con presiones elevadas.

43

4. ANÁLISIS ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVAS DE SISTEMAS

RECUPERADORES DE CALOR

Del estudio técnico se desprende que la opción de recuperación de calor para generar vapor

mediante el cual se genera energía eléctrica (cogeneración), no es una opción técnicamente

viable para su aplicación dentro de las estaciones, Lago y Oso. Debido a que la demanda total

de energía eléctrica está garantizada al menos por los próximos 10 años por los sistemas de

generación instalados actualmente.

4.1. Recuperación de calor con aceite térmico como fluido receptor del calor residual para

deshidratación de crudo

Este sistema es el que actualmente se encuentra instalado en el EPF, con la información

suministrada por la empresa Petroamazonas EP se pudo realizar el escalado económico y

determinar cual sería el costo de la inversión, flujo de caja, y de esta manera evaluar la

factibilidad del proyecto tanto en la estación Lago como en la Oso.

4.1.1. Estación EPF. En la tabla 15 y 16 se encuentran detallados cada uno de los valores que

componen la inversión total del proyecto de recuperación de calor implementado en la estación

EPF operada por Petroamazonas EP.

Tabla 15. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante aceite térmico EPF

(sección 1)

Central de GeneraciónNumero de

unidadesPrecio por Unidad Total

Ingeniería 1 600.000,00$ 600.000,00$

Intercambiadores gas / aceite 4 600.000,00$ 2.400.000,00$

Bombas 2 90.000,00$ 180.000,00$

Horno de arranque 1 80.000,00$ 80.000,00$

Alimentación de Combustible Horno 1 90.000,00$ 90.000,00$

Aeroenfriador 1 80.000,00$ 80.000,00$

Instrumentación 1 400.000,00$ 400.000,00$

44


Tabla 16. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante aceite térmico EPF

(sección 2)

El costo total de la inversión es la suma de ambas secciones, dando un resultado final de

$11’752000.

Para los gastos de mantenimiento se consideró que anualmente están alrededor del 0,1% del

valor total de la inversión. Otro rubro que se determinó como egreso dentro del flujo de caja, fue

el cambio de aceite térmico que se lo debe realizar cada cinco años para garantizar el correcto

funcionamiento del sistema (ver tabla 17). Los gastos de operación que se indican en la tabla 18

consideran que se necesitan dos operadores las 24 horas del día para la revisión continua del

sistema recuperador de calor

Tabla 17. Costo de mantenimiento sistema recuperador de calor mediante aceite térmico

EPF

Tuberias 300 1.000,00$ 300.000,00$

Sistema contra incendios 1 500.000,00$ 500.000,00$

Recipiente de expansión, reposición aceite

térmico 1 480.000,00$ 480.000,00$

Accesorios 1 700.000,00$ 700.000,00$

Construcción 1 3.500.000,00$ 3.500.000,00$

Aceite térmico, canecas 350 1.000,00$ 350.000,00$

Total Central de Generación 9.660.000,00$

Procesamiento de Crudo

Ingeniería 1 200.000,00$ 200.000,00$

Intercambiador de calor 2 261.000,00$ 522.000,00$

Instrumentación 1 120.000,00$ 120.000,00$

Tuberia de 10", c/m 500 1.000,00$ 500.000,00$

Construcción 1 750.000,00$ 750.000,00$

Total Procesamiento de Crudo 2.092.000,00$

Cambio Aceite (Cada 5 años) 1 350.000,00$ 350.000,00$

Mantenimiento anual 1 $ 11.752,00 $ 11.752,00

Mantenimiento Cantidad Costo Unitario Total

45

Tabla 18. Gastos de operación sistema recuperador de calor mediante aceite térmico EPF

Con el calor residual de los gases de escape de los motogeneradores se realiza el tratamiento

térmico del crudo producido, caso contrario la deshidratación se la debería realizar mediante el

consumo de un combustible al interior de un horno para cubrir la demanda de calor del proceso.

Por esta razón al emplear el calor residual de los gases producto de la combustión como fuente

de calor para el tratamiento térmico, los barriles de petróleo crudo que no se combustionan

pasan a ser comercializados, lo que en la tabla 19 representan los ingresos dentro del flujo de

caja del proyecto. El aumento en la producción se evidencia en un incremento proporcional de

los ingresos, los cuales deben ser suficientes para garantizar un rendimiento después de cubrir

los costos de inversión, gastos de operación y mantenimiento del sistema recuperador de calor.

En la tabla 19 se indica el flujo de caja que se empleó para la evaluación del proyecto.

Tabla 19. Flujo de caja del sistema recuperador de calor mediante aceite térmico EPF

Dentro de la empresa Petroamazonas se considera factible un proyecto si tiene un TIR de al

menos el 12%. Para el flujo de caja se ha considerado un precio promedio del crudo de 65

dólares. Para el cálculo del VAN se considera que la inversión inicial se realiza al inicio del

primer periodo.

VAN= ∑Flujo de caja de cada periodo

(1+tasa de interés)tnt=1 - Inversión inicial (9)

VAN= ∑Flujo de caja de cada periodo

(1+TIR)tnt=1 - Inversión inicial = 0 (10)

Operadores $ 1.200,00 4 $ 4.800,00

Gastos de operación Valor Mensual Cantidad Total

Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Demanda de calor (Kw) 0 5394,00 5394,00 5394,00 5394,00 5394,00 5394,00 5394,00 5394,00 5394,00 5394,00 5394,00

Bpa 0 39522,51 39522,51 39522,51 39522,51 39522,51 39522,51 39522,51 39522,51 39522,51 39522,51 39522,51

Ingresos $ 0,00 $ 2.568.962,95 $ 2.568.962,95 $ 2.568.962,95 $ 2.568.962,95 $ 2.568.962,95 $ 2.568.962,95 $ 2.568.962,95 $ 2.568.962,95 $ 2.568.962,95 $ 2.568.962,95 $ 2.568.962,95

Inversión (11.752.000,00)$

O&M (69.352,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$

Aceite reposición (350.000,00)$ (350.000,00)$

Egresos (11.752.000,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$ (419.352,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$ (69.352,00)$ (419.352,00)$ (69.352,00)$

Subtotal (11.752.000,00)$ 2.499.610,95$ 2.499.610,95$ 2.499.610,95$ 2.499.610,95$ 2.149.610,95$ 2.499.610,95$ 2.499.610,95$ 2.499.610,95$ 2.499.610,95$ 2.149.610,95$ 2.499.610,95$

46

Tabla 20. Índices económicos de evaluación del sistema recuperador de calor mediante

aceite térmico EPF

4.1.2. Estación Lago. En la tabla 21 y 22 se encuentran detallados cada uno de los valores que

conformarían la inversión total del proyecto de recuperación de calor para implementarse en la

estación Lago operada por Petroamazonas EP.

Tabla 21. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante aceite térmico Lago

(sección 1)

Tabla 22. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante aceite térmico Lago

(sección 2)

17%

12%

$ 2.778.647,74

4,70

TIR calculado

TIR PAM

VAN

Tiempo de recuperación inversión (años)

Capacidad de generación (MW)

Central de Generación

Numero de

unidadesPrecio por Unidad 6,8 Total

Ingeniería 1 600.000,00$ 12,41 246.254,31$

Intercambiadores gas / aceite 4 600.000,00$ 11,99 645.751,42$

Bombas 2 90.000,00$ 8,95 15.487,93$

Horno de arranque 1 80.000,00$ 9,95 20.944,40$

Alimentación de Combustible Horno 1 90.000,00$ 10,52 36.938,15$

Aeroenfriador 1 80.000,00$ 9,98 21.525,05$

Instrumentación 1 400.000,00$ 12,01 164.169,54$

Tuberias 300 1.000,00$ 6,02 123.127,16$

Sistema contra incendios 1 500.000,00$ 12,23 205.211,93$


térmico 1 480.000,00$ 11,74 125.666,40$

Accesorios 1 700.000,00$ 12,57 287.296,70$

Construcción 1 3.500.000,00$ 14,18 1.436.483,49$

Aceite térmico, canecas 350 1.000,00$ 5,57 91.631,75$



Ingeniería 1 200.000,00$ 11,32 82.084,77$

Intercambiador de calor 2 261.000,00$ 11,25 153.983,31$


Tuberia 500 1.000,00$ 6,02 205.211,93$

Construcción 1 750.000,00$ 12,64 307.817,89$

Total Procesamiento de Crudo 798.348,76$

47


$4’218837.

Para los gastos de mantenimiento y operación se realizaron las mismas consideraciones que las

actualmente aplicadas en el EPF (ver tabla 23 y 24).


Lago

Tabla 24. Gastos de operación sistema recuperador de calor mediante aceite térmico Lago

En la tabla 25 se indica el flujo de caja que se empleó para la evaluación del proyecto en la

estación Lago.

Tabla 25. Flujo de caja del sistema recuperador de calor mediante aceite térmico Lago

Para el flujo de caja se ha considerado un precio promedio del crudo de 65 dólares y un tiempo

de evaluación del proyecto de 10 años a partir de la inversión inicial.


Mantenimiento anual 1 4.218,84$ $ 4.218,84


Operadores $ 1.200,00 4 $ 4.800,00


Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Demanda de calor (Kw) 0,00 817,84 737,25 660,07 591,16 529,58 474,57 425,29 381,26 341,89

Bpa 0,00 5992,42 5401,93 4836,40 4331,54 3880,27 3477,24 3116,14 2793,56 2505,05

Ingresos $ 0,00 $ 389.507,39 $ 351.125,38 $ 314.365,92 $ 281.549,91 $ 252.217,61 $ 226.020,86 $ 202.548,92 $ 181.581,65 $ 162.828,03

Inversión (4.218.836,98)$

O&M (61.818,84)$ (61.818,84)$ (61.818,84)$ (61.818,84)$ (61.818,84)$ (61.818,84)$ (61.818,84)$ (61.818,84)$ (61.818,84)$

Aceite reposición (21.525,05)$

Egresos (4.218.836,98)$ (61.818,84)$ (61.818,84)$ (61.818,84)$ (61.818,84)$ (83.343,88)$ (61.818,84)$ (61.818,84)$ (61.818,84)$ (61.818,84)$

Subtotal (4.218.836,98)$ 327.688,56$ 289.306,54$ 252.547,09$ 219.731,07$ 168.873,73$ 164.202,03$ 140.730,08$ 119.762,81$ 101.009,20$

48


aceite térmico Lago

4.1.3. Estación Oso. En la tabla 27 y 28 se encuentran detallados cada uno de los valores que


estación Oso operada por Petroamazonas EP.

Tabla 27. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante aceite térmico Oso

(sección 1)

Tabla 28. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante aceite térmico Oso

(sección 2)

TIR calculado -17%

TIR PAM 12%

VAN ($ 3.048.755,81)

No determinadoTiempo de recuperación inversión (años)


Central de GeneraciónNumero de


Ingeniería 1 600.000,00$ 12,83 373.251,74$

Intercambiadores GAS / Aceite 4 600.000,00$ 11,99 645.751,42$

Bombas 2 90.000,00$ 10,09 48.240,92$

Horno de arranque 1 80.000,00$ 10,73 45.669,98$

Alimentación de Combustible Horno 1 90.000,00$ 10,93 55.987,76$

Aeroenfriador 1 80.000,00$ 9,98 21.525,05$


Tuberias 300 1.000,00$ 6,43 186.625,87$



térmico 1 480.000,00$ 11,74 125.666,40$

Accesorios 1 700.000,00$ 12,98 435.460,36$

Construcción 1 3.500.000,00$ 14,59 2.177.301,82$

Aceite térmico, canecas 350 1.000,00$ 6,35 199.806,14$



Ingeniería 1 200.000,00$ 11,73 124.417,25$



Tuberia 500 1.000,00$ 6,43 311.043,12$

Construcción 1 750.000,00$ 13,05 466.564,68$


49


$6’130505.

Para los gastos de mantenimiento y operación se realizaron las mismas consideraciones que las

actualmente aplicadas en el EPF (ver tabla 29 y 30).


Oso

Tabla 30. Gastos de operación sistema recuperador de calor mediante aceite térmico Oso


estación Oso.

Tabla 31. Flujo de caja del sistema recuperador de calor mediante aceite térmico Oso


de evaluación del proyecto de 6 años a partir de la inversión inicial, esto debido a que según las

proyecciones la demanda de calor será cero a partir del año 2020.




Operadores $ 1.200,00 4 $ 4.800,00


Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Demanda de calor (Kw) 0 3944,00 3944,00 3944,00 3944,00 3944,00 0,00

Bpa 0 28898,18 28898,18 28898,18 28898,18 28898,18 0,00

Ingresos $ 0,00 $ 1.878.381,51 $ 1.878.381,51 $ 1.878.381,51 $ 1.878.381,51 $ 1.878.381,51 $ 0,00

Inversión (6.130.505,66)$

O&M (63.730,51)$ (63.730,51)$ (63.730,51)$ (63.730,51)$ (63.730,51)$ -$

Aceite reposición

Egresos (6.130.505,66)$ (63.730,51)$ (63.730,51)$ (63.730,51)$ (63.730,51)$ (63.730,51)$ -$

Subtotal (6.130.505,66)$ $ 1.814.651,01 1.814.651,01$ 1.814.651,01$ 1.814.651,01$ 1.814.651,01$ -$

50


aceite térmico Oso

4.2. Recuperación de calor con vapor de agua como fluido receptor del calor residual para


Este sistema de recuperación de calor se plantea como una alternativa al que actualmente se

encuentra instalado en el EPF, tomando como punto de partida la información suministrada por

la empresa Petroamazonas EP se pudo realizar el escalado económico y determinar cual sería el

costo de la inversión, flujo de caja, y de esta manera evaluar la factibilidad del proyecto tanto en

la estación Lago como en la Oso.




Tabla 33. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante vapor de agua Lago

(sección 1)

TIR calculado 15%

TIR PAM 12%

VAN $ 410.905,10

3,38 Tiempo de recuperación inversión (años)


Crentral de GeneraciónNúmero de


Ingeniería 1 600.000,00$ 12,41 246.254,31$


Bombas 2 90.000,00$ 7,21 2.700,14$

Horno de arranque 0 80.000,00$ 9,95 -$

Alimentación de Combustible Horno 0 90.000,00$ 10,52 -$

Aeroenfriador 1 80.000,00$ 9,98 21.525,05$


Tuberias 300 1.000,00$ 6,02 123.127,16$


Torre de enfriamiento 1 15.000,00$ 8,12 3.376,38$

Accesorios 1 700.000,00$ 12,57 287.296,70$

Construcción 1 3.500.000,00$ 14,18 1.436.483,49$

Agua tratada (m3) 2 12,00$ 1,83 12,41$


51

Tabla 34. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante vapor de agua Lago

(sección 2)

El costo total de la inversión es de $3’956317.



la reposición del agua que se evapora en la torre de enfriamiento, la cual se la debe realizar

continuamente para garantizar el correcto funcionamiento del sistema (ver tabla 35). Los gastos

de operación que se indican en la tabla 36 consideran que se necesitan dos operadores las 24

horas del día para la revisión continua del sistema recuperador de calor

Tabla 35. Costo de mantenimiento sistema recuperador de calor mediante vapor de agua

Lago

Tabla 36. Gastos de operación sistema recuperador de calor mediante vapor de agua Lago


estación Lago. Se consideró un precio promedio del crudo de 65 dólares y un tiempo de

evaluación del proyecto de 10 años a partir de la inversión inicial.


Ingeniería 1 200.000,00$ 11,32 82.084,77$



Tubería 500 1.000,00$ 6,02 205.211,93$

Construcción 1 750.000,00$ 12,64 307.817,89$


Reposición de Agua anual 2102,4 12,00$ 25.228,80$



Operadores $ 1.200,00 4 $ 4.800,00


52

Tabla 37. Flujo de caja del sistema recuperador de calor mediante vapor de agua Lago


vapor de agua Lago




Tabla 39. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante vapor de agua Oso

(sección 1)

Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023


Bpa 0,00 5992,42 5401,93 4836,40 4331,54 3880,27 3477,24 3116,14 2793,56 2505,05

Ingresos $ 0,00 $ 389.507,39 $ 351.125,38 $ 314.365,92 $ 281.549,91 $ 252.217,61 $ 226.020,86 $ 202.548,92 $ 181.581,65 $ 162.828,03

Inversión (3.956.317,34)$

O&M (61.556,32)$ (61.556,32)$ (61.556,32)$ (61.556,32)$ (61.556,32)$ (61.556,32)$ (61.556,32)$ (61.556,32)$ (61.556,32)$

Agua Reposición (25.228,80)$ (25.228,80)$ (25.228,80)$ (25.228,80)$ (25.228,80)$ (25.228,80)$ (25.228,80)$ (25.228,80)$ (25.228,80)$

Egresos (3.956.317,34)$ (86.785,12)$ (86.785,12)$ (86.785,12)$ (86.785,12)$ (86.785,12)$ (86.785,12)$ (86.785,12)$ (86.785,12)$ (86.785,12)$

Subtotal (3.956.317,34)$ $ 302.722,28 264.340,26$ 227.580,81$ 194.764,79$ 165.432,49$ 139.235,75$ 115.763,80$ 94.796,53$ 76.042,92$

TIR calculado -18%

TIR PAM 12%

VAN (2.907.048,85)$

No determinadoTiempo de recuperación inversión (años)


Central de GeneraciónNúmero de


Ingeniería 1 600.000,00$ 12,84 376.535,52$


Bombas 2 90.000,00$ 8,04 6.203,29$



Aeroenfriador 1 80.000,00$ 10,11 24.608,78$


Tuberias 300 1.000,00$ 6,44 188.267,76$


Torre de enfriamiento 1 15.000,00$ 8,88 7.193,07$

Accesorios 1 700.000,00$ 12,99 439.291,44$

Construcción 1 3.500.000,00$ 14,60 2.196.457,19$

Agua tratada (m3) 5 12,00$ 2,31 45,44$


53

Tabla 40. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante vapor de agua Oso

(sección 2)


$5’831996.

Para los gastos de mantenimiento y operación se realizaron las mismas consideraciones que se

emplearía en el sistema de la estación Lago (ver tabla 41 y 42).

Tabla 41. Costo de mantenimiento sistema recuperador de calor mediante vapor de agua

Oso

Tabla 42. Gastos de operación sistema recuperador de calor mediante vapor de agua Oso


estación Oso.





Ingeniería 1 200.000,00$ 11,74 125.511,84$



Tubería 500 1.000,00$ 6,44 313.779,60$

Construcción 1 750.000,00$ 13,06 470.669,40$


Cambio de Agua anual 4730,4 12,00$ 56.764,80$



Operadores $ 1.200,00 4 $ 4.800,00


54

Tabla 43. Flujo de caja del sistema recuperador de calor mediante vapor de agua Oso


vapor de agua Oso

4.3. Recuperación de calor con agua como fluido receptor del calor residual para


Este sistema de recuperación de calor se plantea como una alternativa técnicamente viable en

relación al sistema que actualmente se encuentra instalado en el EPF. Partiendo de la

información suministrada por la empresa Petroamazonas EP se realizó el escalado económico

que permitió determinar cuál sería el costo de la inversión de este proyecto en la estación Lago

y en la Oso.




Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020


Bpa 0 28898,18 28898,18 28898,18 28898,18 28898,18 0,00

Ingresos $ 0,00 $ 1.878.381,51 $ 1.878.381,51 $ 1.878.381,51 $ 1.878.381,51 $ 1.878.381,51 $ 0,00

Inversión (5.831.996,05)$

O&M (63.432,00)$ (63.432,00)$ (63.432,00)$ (63.432,00)$ (63.432,00)$ -$

Agua Reposición (56.764,80)$ (56.764,80)$ (56.764,80)$ (56.764,80)$ (56.764,80)$ -$

Egresos (5.831.996,05)$ (120.196,80)$ (120.196,80)$ (120.196,80)$ (120.196,80)$ (120.196,80)$ -$

Subtotal (5.831.996,05)$ $ 1.758.184,72 1.758.184,72$ 1.758.184,72$ 1.758.184,72$ 1.758.184,72$ -$

TIR calculado 15%

TIR PAM 12%

VAN $ 505.866,38


55

Tabla 45. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante agua Lago (sección 1)

Tabla 46. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante agua Lago (sección 2)

El costo total de la inversión está alrededor de $4’225052.



el agua que se purga del sistema, la cual debe realizarse de manera continua con la finalidad de

garantizar el correcto funcionamiento del sistema (ver tabla 47). Los gastos de operación que se

indican en la tabla 48 consideran que se necesitan dos operadores las 24 horas del día para la

revisión continua del sistema recuperador de calor

Tabla 47. Costo de mantenimiento sistema recuperador de calor mediante agua Lago




Ingeniería 1 600.000,00$ 12,41 246.254,31$


Bombas 2 90.000,00$ 8,04 6.203,29$



Aeroenfriador 1 96.000,00$ 10,16 25.830,06$


Tuberias 300 1.200,00$ 6,20 147.752,59$


Aeroenfriador para agua 1 96.000,00$ 8,28 3.951,05$

Accesorios 1 700.000,00$ 12,57 287.296,70$

Construcción 1 3.500.000,00$ 14,18 1.436.483,49$

Agua tratada (m3) 6 12,00$ 2,48 73,20$



Ingeniería 1 200.000,00$ 11,32 82.084,77$



Tubería 500 1.200,00$ 6,20 246.254,31$

Construcción 1 750.000,00$ 12,64 307.817,89$


Reposición de Agua anual 1603,08 12,00$ 19.236,96$



56

Tabla 48. Gastos de operación sistema recuperador de calor mediante agua Lago


estación Lago. Se consideró un precio promedio del crudo de 65 dólares y un tiempo de

evaluación del proyecto de 10 años a partir de la inversión inicial.

Tabla 49. Flujo de caja del sistema recuperador de calor mediante agua Lago


agua Lago




Operadores $ 1.200,00 4 $ 4.800,00


Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023


Bpa 0,00 5992,42 5401,93 4836,40 4331,54 3880,27 3477,24 3116,14 2793,56 2505,05

Ingresos $ 0,00 $ 389.507,39 $ 351.125,38 $ 314.365,92 $ 281.549,91 $ 252.217,61 $ 226.020,86 $ 202.548,92 $ 181.581,65 $ 162.828,03

Inversión (4.225.052,25)$

O&M (61.825,05)$ (61.825,05)$ (61.825,05)$ (61.825,05)$ (61.825,05)$ (61.825,05)$ (61.825,05)$ (61.825,05)$ (61.825,05)$

Agua Reposición (19.236,96)$ (19.236,96)$ (19.236,96)$ (19.236,96)$ (19.236,96)$ (19.236,96)$ (19.236,96)$ (19.236,96)$ (19.236,96)$

Egresos (4.225.052,25)$ (81.062,01)$ (81.062,01)$ (81.062,01)$ (81.062,01)$ (81.062,01)$ (81.062,01)$ (81.062,01)$ (81.062,01)$ (81.062,01)$

Subtotal (4.225.052,25)$ 308.445,38$ 270.063,37$ 233.303,91$ 200.487,89$ 171.155,60$ 144.958,85$ 121.486,91$ 100.519,64$ 81.766,02$

TIR calculado -18,66%

TIR PAM 12%

VAN (3.145.289,63)$

No determinadaTiempo de recuperación inversión (años)

57

Tabla 51. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante agua Oso (sección 1)

Tabla 52. Costo inversión de sistema recuperador de calor mediante agua Oso (sección 2)


$6’151315.

Para los gastos de mantenimiento y operación se realizaron las mismas consideraciones que se

emplearía en el sistema de la estación Lago (ver tabla 52 y 53).

Tabla 53. Costo de mantenimiento sistema recuperador de calor mediante agua Oso




Ingeniería 1 600.000,00$ 12,84 376.535,52$


Bombas 2 90.000,00$ 8,59 10.749,45$



Aeroenfriador 1 96.000,00$ 10,29 29.530,54$


Tuberias 300 1.200,00$ 6,62 225.921,31$


Aeroenfriador para agua 1 96.000,00$ 8,98 7.918,38$

Accesorios 1 700.000,00$ 12,99 439.291,44$

Construcción 1 3.500.000,00$ 14,60 2.196.457,19$

Agua tratada (m3) 15 6,50$ 1,87 97,50$



Ingeniería 1 200.000,00$ 11,74 125.511,84$



tuberia de 10", c/m 500 1.200,00$ 6,62 376.535,52$

Construcción 1 750.000,00$ 13,06 470.669,40$


Cambio de Agua anual 3942 6,50$ 25.623,00$



58

Tabla 54. Gastos de operación sistema recuperador de calor mediante agua Oso


estación Oso.




Tabla 55. Flujo de caja del sistema recuperador de calor mediante agua Oso


agua Oso

Operadores $ 1.200,00 4 $ 4.800,00


Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020


Bpa 0 28898,18 28898,18 28898,18 28898,18 28898,18 0,00

Ingresos $ 0,00 $ 1.878.381,51 $ 1.878.381,51 $ 1.878.381,51 $ 1.878.381,51 $ 1.878.381,51 $ 0,00

Inversión (6.151.315,27)$

O&M (63.751,32)$ (63.751,32)$ (63.751,32)$ (63.751,32)$ (63.751,32)$ -$

Agua Reposición (25.623,00)$ (25.623,00)$ (25.623,00)$ (25.623,00)$ (25.623,00)$ -$

Egresos (6.151.315,27)$ (89.374,32)$ (89.374,32)$ (89.374,32)$ (89.374,32)$ (89.374,32)$ -$

Subtotal (6.151.315,27)$ $ 1.789.007,20 1.789.007,20$ 1.789.007,20$ 1.789.007,20$ 1.789.007,20$ -$

TIR calculado 13,94%

TIR PAM 12%

VAN $ 297.655,30


59

5. RESULTADOS

Del análisis de opciones tecnológicas mediante las cuales se puede recuperar el calor residual de

los gases de escape es necesario determinar la magnitud del calor que puede ser recuperado de

manera efectiva. En el caso de los motogeneradores a crudo se determinó mediante el balance

energético del motor de combustión interna. Para la cuantificación del calor que se puede

recuperar se consideró que la estación Lago cuenta con una capacidad de generación instalada

de 6,8 MW los cuales son proporcionados por cuatro motores Hyundai HIMSEN 9H21/32, cada

uno con una capacidad de generación de 1,7 MW, en el Anexo B se indica el balance de energía

del motor Hyundai. La estación Oso cuenta con una capacidad de generación de 13,6 MW, los

cuales son generados por 8 motores Hyundai HIMSEN 9H21/32.

Como primera opción tecnológica para la recuperación de calor de los gases producto de la

combustión se consideró el sistema actualmente instalado en la estación EPF operada por

Petroamazonas EP. Se realizó la simulación y reproducción de las condiciones de operación del

sistema, con la finalidad de contrastar los resultados obtenidos para las estaciones Lago y Oso.

Del análisis técnico se desprende que pueden aplicarse tres sistemas de recuperación de calor,

cada uno con diferente fluido térmico receptor del calor residual de los gases de escape, para la

deshidratación del crudo de producción.

Una vez evaluadas las opciones técnicamente viables para su aplicación, se realizó un estudio

económico, el cual se basó en los costos de inversión, gastos de operación y mantenimiento del

sistema instalado en el EPF. Para la evaluación económica del proyecto en las estaciones Lago y

Oso se utilizó el escalado económico.

Se obtuvo como resultado diferentes graficas las que se muestran a continuación.

60

5.1. Recuperación de calor con aceite térmico como fluido receptor del calor para

deshidratación del crudo de producción

En la figura 20 se indican los diferentes valores del primer rango de tasas internas de retorno

(TIR) que se obtendrían si se aplica un sistema de recuperación de calor con aceite térmico

como fluido receptor del calor para deshidratación del crudo de producción. Los valores de la

TIR están en función de la capacidad de generación eléctrica de la estación donde se plantea

aplicar el proyecto.

Figura 20. TIR = f (Capacidad de generación) con aceite térmico como fluido térmico

receptor – Rango 1

61

En la figura 21 se indican los diferentes valores del segundo rango de tasas internas de retorno

(TIR) que se obtendrían si se aplica un sistema de recuperación de calor con aceite térmico




Figura 21. TIR = f (Capacidad de generación) con aceite térmico como fluido térmico


62

5.2. Recuperación de calor con vapor de agua como fluido receptor del calor para

deshidratación del crudo de producción


(TIR) que se obtendrían si se aplica un sistema de recuperación de calor con vapor de agua




Figura 22. TIR = f (Capacidad de generación) con vapor de agua como fluido térmico


63


(TIR) que se obtendrían si se aplica un sistema de recuperación de calor con vapor de agua




Figura 23. TIR = f (Capacidad de generación) con vapor de agua como fluido térmico


64

5.3. Recuperación de calor con agua como fluido receptor del calor para deshidratación

del crudo de producción


(TIR) que se obtendrían si se aplica un sistema de recuperación de calor con agua líquida como

fluido receptor del calor para deshidratación del crudo de producción. Los valores de la TIR

están en función de la capacidad de generación eléctrica de la estación donde se plantea aplicar

el proyecto.

Figura 24. TIR = f (Capacidad de generación) con agua como fluido térmico receptor –

Rango 1

65


(TIR) que se obtendrían si se aplica un sistema de recuperación de calor con agua líquida como

fluido receptor del calor para deshidratación del crudo de producción. Los valores de la TIR

están en función de la capacidad de generación eléctrica de la estación donde se plantea aplicar

el proyecto.

Figura 25. TIR = f (Capacidad de generación) con agua como fluido térmico receptor –

Rango 2

66

5.4. Emisiones de dióxido de carbono

Al recuperar calor de los gases de escape de los motogeneradores para implementarlo en el

tratamiento térmico del crudo producido se reduce las emisiones de dióxido de carbono, debido

a que el calor para la deshidratación del crudo que antes era suministrado mediante la

combustión de crudo, ahora es proporcionado por los gases de combustión mediante un fluido

térmico como medio receptor y emisor del calor.

Las emisiones se verán disminuidas en mayor o menor grado en función de la demanda de calor

del proceso. Así para generalizar se determina un KPI que determina los Kg de CO2 que dejan

de ser emitidos al medio ambiente por cada KW de calor demandado por el proceso en un año.

Se realizó la evaluación en el sistema del EPF obteniéndose un valor de 230 Ton de CO2 por

cada KW de calor demandado por el proceso en un año. En el Anexo K se encuentra el detalle

del cálculo.

67

6. DISCUSIÓN

Para realizar una correcta simulación se necesita primero una modelación adecuada del

proceso, por ello se seleccionó como modelo termodinámico la ecuación de estado Peng

Robinson, que garantiza una correcta funcionalidad para amplios rangos de presión y

temperatura. Además tiene una mayor variedad de sistemas para los que es aplicable, entre

los que se considera crudo, gases y aplicaciones petroquímicas.

Para la simulación de la combustión en el interior del motogenerador, se consideró que la

combustión es ideal, y se obtuvo como producto una mezcla gaseosa compuesta por dióxido

de carbono, nitrógeno, oxígeno y vapor de agua, con composición variable en función de la

eficiencia del motor de combustión interna. Se desestimó la presencia de otros gases de

combustión debido su escasa aportación a la composición de la mezcla gaseosa, por lo cual

se consideró que su omisión no afecta en la temperatura y flujo másico de la mezcla.

Con respecto a los intercambiadores de calor entre los gases de combustión y el fluido

térmico receptor del calor residual, se observa que se colocó un equipo de intercambio por

cada motogenerador. Esto debido a que los gases de escape fluyen hacia el exterior mediante

un tiro natural, por lo cual si existe una contrapresión superior al tiro del motor de

combustión interna se compromete su funcionalidad.

Para determinar el flujo y las condiciones de operación a la cual ingresa al proceso el fluido

térmico que sirve como fluido intermedio para la transferencia de calor entre los gases de

escape y el crudo de producción, se realizó un estudio de sensibilidad para garantizar la

operatividad y funcionalidad del proceso.

Se consideró que el crudo proveniente de producción contiene un BSW del 20%, esto

después de pasar por un FWKO, para luego recibir el tratamiento térmico en el interior de un

separador trifásico. Esta condición se cumple en el EPF y en la estación Oso, sin embargo en

la estación Lago se cuenta con un separador bifásico, en este caso se consideró que la

demanda de calor es la necesaria para calentar todo el fluido en fase liquida.

68

Una vez precisada la temperatura a la cual se garantiza la separación de las fases en el

interior de los equipos de separación, se observó que por debajo de ese valor la separación de

las fases no es efectiva.

Al evaluar las diferentes opciones tecnológicas de sistemas de recuperación de calor de gases

de escape de motogeneradores, se determinó que la opción que emplea el aceite térmico

como fluido receptor del calor residual de los gases producto de la combustión es el proceso

más robusto. Debido a que cubre una mayor amplitud de escenarios de operación, es decir se

puede adaptar para funcionar con diferentes flujos de crudo para calentamiento o diferentes

tasas de transferencia de calor entre los gases de escape y el fluido térmico receptor.

Mientras que los sistemas que ocupan agua líquida y vapor de agua como fluidos receptores

están limitados a operar bajo condiciones de diseño, y no tienen flexibilidad de rangos de

operación.

Por convención se conoce que es económicamente más factible la implementación de un

sistema de recuperación de calor si se dispone de una mayor capacidad instalada de

generación eléctrica. No obstante se debe también considerar la demanda de calor del

proceso y el precio de comercialización del crudo para realizar una evaluación correcta del

proyecto.

Para obtener las gráficas de cada una de las opciones tecnológicamente viables para

recuperar calor de los gases de escape que relacionan la TIR en función de la capacidad de

generación, se consideró que la demanda de calor del proyecto emplea la totalidad de la

energía que puede ser recuperada. Sin embargo no siempre se cumple con esta condición,

por lo cual la información de las gráficas TIR = f(Capacidad de generación) se debe

considerar como punto de partida para el análisis de la implementación de un sistema de

recuperación de calor de los gases de escape de motogeneradores a crudo, considerando

como campo de aplicación al Oriente ecuatoriano.

69

7. CONCLUSIONES

Se graficó cada opción técnicamente factible para implementar un sistema de recuperación

de calor de los gases de escape de motogeneradores a crudo en el Oriente ecuatoriano, que

relaciona la tasa interna de retorno (TIR) en función de la capacidad de generación de

energía eléctrica. Por lo cual no se determinó un único valor de capacidad de generación a

partir del cual es económicamente factible aplicar un sistema de recuperación de calor de los

gases producto de la combustión.

La alternativa de recuperación de calor de los gases de escape de los motogeneradores para

generar energía eléctrica mediante trabajo mecánico (cogeneración), es inaplicable en las

estaciones Lago y Oso, debido a que la demanda de energía eléctrica está garantizada al

menos durante los próximos 8 años, además que la capacidad instalada es muy pequeña.

La opción más factible económicamente para aplicar un sistema de recuperación de calor

para la deshidratación de crudo, es la que emplea el vapor de agua como fluido receptor del

calor residual de los gases de escape. Sin embargo desde el punto de vista técnico el proceso

que emplea como fluido de trabajo el aceite térmico es el más robusto. Presentando una

mayor flexibilidad en la operatividad del proceso y facilidades en las condiciones de

operación.

En base a los resultados obtenidos se concluye que en la estación Lago, con una capacidad

instalada de generación de 6,8 MW, no es técnica ni económicamente rentable la

implementación de un sistema recuperador de calor para la deshidratación de crudo

proveniente de la producción.

La implementación de un sistema de recuperación de calor en la estación Oso con los valores

actuales de crudo (año 2015) que bordean los 50 dólares no está recomendada.

Al aplicar un sistema de recuperación de calor la eficiencia total de los motogeneradores se

incrementa entre un 12 y 13%, con lo cual se pasa de una eficiencia eléctrica del 45% a una

de alrededor del 57-58%.

70

En caso de instalar un sistema de recuperación de calor, las emisiones de dióxido de carbono

al ambiente se verán disminuidas en mayor o menor grado en función de la demanda de calor

del proceso. Así se obtuvo un indicador que manifiesta que por cada KW de calor

demandado por el proceso en un año se dejan de emitir 230 Ton de CO2 hacia la atmosfera.

Considerando que en el año 2015 el precio del petróleo está alrededor de los 50 dólares, se

determinó que para cada alternativa de sistema recuperador de calor, el punto mínimo de

generación a partir del cual Petroamazonas EP puede considerar económicamente rentable

(TIR= 12%) la implementación de un sistema de recuperación es: si se emplea aceite térmico

como fluido receptor del calor de los gases de escape 23 MW; si se emplea vapor de agua

como fluido receptor del calor de los gases de escape 17,5 MW; si se emplea agua líquida

como fluido receptor del calor de los gases de escape 20,5 MW

71

8. RECOMENDACIONES

Con los valores actuales de comercialización del crudo no es económicamente factible

implementar un sistema de recuperación de calor en la estación Oso. Sin embargo si en un

futuro el precio del crudo comercializado se incrementa, se recomienda evaluar la

factibilidad del proyecto, y en caso de ser positiva la evaluación implementar el sistema.

Se recomienda emplear las gráficas obtenidas como resultado de este trabajo, que relacionan

el TIR en función de la capacidad de generación eléctrica, para evaluar las estaciones de

producción de crudo del Oriente ecuatoriano, en las cuales se podría implementar un sistema

de recuperación de calor de los gases de escape de motogeneradores.

Establecer las curvas de demanda de calor en el tiempo para diseñar sistemas de

recuperación de calor.

Verificar que las condiciones de temperatura del proceso garanticen que la dirección del

flujo de calor sea desde el fluido receptor de calor residual de los gases de escape hacia el

fluido de proceso que se desea calentar.

72

CITAS BIBLIOGRÁFICAS

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[18] LUQUE, et al. Simulación y Optimización Avanzadas en la Industria Química de Procesos:

HYSYS. Tercera Edición. Editorial Universidad de Oviedo, Oviedo, 2005, p. 110

[19] Ibíd., pp. 111-112

[20] SMITH, R. Chemical Process Design and Integration. Editorial John Wiley & Sons Ltd,


[21] Ibíd., p. 20

[22] Ibíd., p. 20

[23] SMITH, R. Chemical Process Design and Integration. Editorial John Wiley & Sons Ltd,


[24] U.S. DEPARTMENT OF ENERGY. Waste Heat Recovery: Technology and Opportunities

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74

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WAUQUIER, J. Petroleum Refining: Separation Processes. Trad. From French. Editorial

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76

ANEXO

77

ANEXO A. Propiedades del Therminol 66

Fuente: Solutia. Therminol 66 [on-line]. Technical Bulletin 7239146E. USA: 2011 [15-06-

2015]. Disponible en internet: < https://www.therminol.com/products/Therminol-66 >.

78

Fuente: Solutia. Therminol 66 [on-line]. Technical Bulletin 7239146E. USA: 2011 [15-06-

2015]. Disponible en internet: < https://www.therminol.com/products/Therminol-66 >.

79

ANEXO B. Balance de energía del motor Hyundai

Load % Unidad 90

SFOC g/KWh 187

Engine output kW 1738,00

HT-cicuit total kW 525,83

LT-circuit total kW 440,76

Exhaust gases kW 1091,30

Radiation kW 53,12

Total kW 3849,39

WHR Kw 470,78

Load % % Energía 90

Engine output % 45,15%

HT-cicuit total % 13,66%

LT-circuit total % 11,45%

Exhaust gases % 28,35%

Radiation % 1,38%

Energía recuperable % 12,23%

80

ANEXO C. Simulación del motor Hyundai

81

ANEXO D. PFD del sistema de recuperación de calor instalado en el EPF

82

ANEXO E. PFD del boiler que emplea aceite térmico como fluido receptor en la estación

Lago

83

ANEXO F. PFD del boiler que emplea vapor de agua como fluido receptor en la estación

Lago

84

ANEXO G. PFD del boiler que emplea agua líquida como fluido receptor en la estación

Lago

85

ANEXO H. PFD del boiler que emplea aceite térmico como fluido receptor en la estación

Oso

86

ANEXO I. PFD del boiler que emplea vapor de agua como fluido receptor en la estación

Oso

87

ANEXO J. PFD del boiler que emplea agua líquida como fluido receptor en la estación

Oso

88

ANEXO K. Reducción de emisiones de CO2

Años

Dem

anda d

e

calo

r (K

W)

Poder

caló

rico

com

busti

ble

(K

J/K

g)

Flu

jo c

om

busti

ble

(Kg/h)

Canti

dad d

e C

arb

ono

(Kg C

/1

00

Kg C

rudo)

Flu

jo

Carb

ono

(Kg C

/h)

1 K

g C

arb

ono

a K

g C

O

Flu

jo d

e

CO

(Kg/h)

Flu

jo d

e

CO

(Kg/año)

Kg C

O /

KW

Ton C

O /

KW

20

13

5400

4270

045

5,27

85,0

038

697,

893,

6714

1905

,17

1243

0892

97,6

123

0201

,72

230,

20

20

14

5315

4270

044

8,10

85,0

038

088,

763,

6713

9671

,48

1223

5221

51,2

623

0201

,72

230,

20

20

15

5324

4270

044

8,86

85,0

038

153,

263,

6713

9907

,99

1225

5939

66,7

623

0201

,72

230,

20

20

16

5416

4270

045

6,62

85,0

038

812,

553,

6714

2325

,63

1246

7725

25,1

623

0201

,72

230,

20

20

17

5583

4270

047

0,70

85,0

040

009,

323,

6714

6714

,18

1285

2162

12,7

023

0201

,72

230,

20

20

18

5816

4270

049

0,34

85,0

041

679,

063,

6715

2837

,12

1338

8532

13,8

723

0201

,72

230,

20

20

19

6111

4270

051

5,21

85,0

043

793,

113,

6716

0589

,35

1406

7627

21,8

023

0201

,72

230,

20

20

20

6464

4270

054

4,97

85,0

046

322,

813,

6716

9865

,75

1488

0239

29,5

923

0201

,72

230,

20

20

21

6873

4270

057

9,46

85,0

049

253,

823,

6718

0613

,75

1582

1764

33,7

923

0201

,72

230,

20

20

22

7337

4270

061

8,58

85,0

052

578,

973,

6719

2807

,08

1688

9900

32,7

023

0201

,72

230,

20

20

23

7855

4270

066

2,25

85,0

056

291,

103,

6720

6419

,47

1808

2345

24,5

823

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