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Gas Natural

       Caracterización

       Ciclos Combinados

                   Ing. Victor Escalona
                   Septiembre, 2009
Descripción

 El Gas Natural (GN) es un gas
 combustible que se encuentra en la
 naturaleza en reservas subterráneas
 en rocas porosas
 Consiste en una mezcla de
 hidrocarburos, principalmente metano,
 y otros más pesados.
Importancia del Gas Natural
El gas natural
constituye la
tercera fuente de
energía, después
del petróleo y el
carbón
Clasificación por origen

Dependiendo su origen se clasifica en:
  Gas asociado: Es el que se extrae junto con
  el petróleo y contiene grandes cantidades
  de hidrocarburos, como etano, propano,
  butano y naftas.

  Gas no asociado: Es el que se encuentra en
  depósitos que no contienen petróleo crudo
Composición del Gas Natural
Componente          Fórmula Gas No Asociado   Gas Asociado
Metano              CH4         95-98 %         60-80 %
Etano               C2H6         1-3 %          10-20 %
Propano             C3H8         0.5-1 %         5-12 %
Butano              C4H10       0.2-0.5 %        2-5 %
Pentano             C5H12       0.2-0.5 %        1-3 %
Dióxido de          CO2
                                 0-8 %           0-8 %
carbono
Nitrógeno           N2           0-5 %           0-5 %
Ácido sulfhídrico   H2S          0-5 %           0-5 %
                    A, He,
Otros                            trazas          trazas
                    Ne, Xe
Clasificación por composición

  Gas amargo: Contiene derivados del
  azufre (ácido sulfhídrico, mercaptanos,
  sulfuros y disulfuros)

  Gas dulce: Libre de derivados del
  azufre, se obtiene generalmente al
  endulzar el gas amargo utilizando
  solventes químicos o físicos, o
  adsorbentes
Clasificación por composición

  Gas húmedo: Contiene cantidades
  importante de hidrocarburos más
  pesados que el metano, es el gas
  asociado

  Gas seco: Contiene cantidades
  menores de otro hidrocarburos, es el
  gas no asociado
Clasificación por composición
                         Gas                  Gas
Denominación Gas Dulce            Gas Dulce
                         Amargo               Amargo
Estándar     Seco                 Húmedo
                         Seco                 Húmedo

Componente      Gas No Asociado       Gas Asociado

Etano          <10%        <10%     >10%        >10%

H2S             <1%        >1%       <1%        >1%

CO2             <2%        >2%       <2%        >2%
Procesamiento del Gas Natural

 El Gas Natural tiene que procesarse para
 poder cumplir con estándares de calidad

 Los estándares son especificados por las
 compañías de transmisión y distribución,
 las cuales varían dependiendo del diseño
 del sistema de ductos y de las
 necesidades del mercado que se quiere
 atender
Requerimientos
 Los estándares especifican:
   El poder calorífico del gas (en México, debe ser
   entre 34 y 40 MJ/m3)
   La ausencia de partículas sólidas y agua líquida,
   para prevenir erosión y corrosión de los
   gasoductos)
   Los porcentajes máximos de componentes
   como el H2S, N, mercaptanos y vapor de agua
   Índice de Wobbe: Es la relación del poder
   calorífico superior con respecto a la raíz
   cuadrada de la densidad relativa:
                      HS
                 W=             En México: 43.0-47.5
                      ρ
Etapa 1 – Remoción de
Condensados y agua
Remoción de condensados y agua líquida
   Los condensados son llamados también gasolina
   natural, porque se compone de hidrocarburos cuyo
   punto de ebullición está en el rango de la gasolina
Su composición puede ser:
      H2S
      Mercaptanos
      CO2
      Alcanos (de entre 2 y 12 átomos de carbono)
      Ciclohexano (C6H12)
      Aromáticos (benceno, tolueno, xileno, etilbenceno)

   Los condensados se envían usualmente a una refinería
   de petróleo y el agua desecha
Etapa 1
Etapa 2 – Endulzamiento
 El endulzamiento se hace con el fin de remover el
 H2S y el CO2 del GN, se llama así porque se
 remueven los olores amargos y sucios)
 Se llaman gases ácidos, porque en presencia de
 agua forman ácidos
 Existen varios procesos:
    Tratamiento de gas con aminas
    Proceso Benfield
    Unidad PSA
 Los productos de éste proceso, son gas dulce
 húmedo y gases ácidos
Tratamiento con aminas
Etapa 3 – Recuperación del
azufre
 El gas ácido compuesto de H2S y CO2
 proveniente del proceso de endulzamiento,
 se envía a una unidad de recuperación de
 azufre
 En esta unidad alrededor de entre 90 y 97%
 del H2S contenido en el gas, es convertido
 en azufre elemental o en ácido sulfúrico
   El proceso Claus es el más común para
   recuperar azufre
   El proceso de contacto y el proceso WPA se
   utilizan para recuperar ácido sulfúrico
Proceso Claus
Limpieza del gas de residual
  El gas producto de la unidad recuperadora
  de azufre, contiene de un 3 a un 10% de
  H2S

  Existen varios procesos que continúan la
  recuperación de azufre y envían el resto de
  vuelta a la unidad recuperadora de azufre:
    Proceso Scot
    Proceso Clauspol
    Son procesos derivaos del Proceso Claus que
    ayudan a recuperar más azufre.
Incinerador

  El gas producto de los procesos
  anteriores de limpieza, aún contiene
  entre 0.3 y 1% de H2S
  Se envía a una unidad incineradora
  para convertirlo en SO2 que es menos
  contaminante
  Este incinerador es indispensable en
  toda planta de endulzamiento
Etapa 4 – Deshidratación y
remoción de mercurio

 Se remueve el vapor de agua
 mediante alguno de los siguientes
 procesos:
   Unidad de glicol – Liquido disecante que
   adsorbe el agua por contacto,
   usualmente trietilen glicol
   Unidad PSA – Se utiliza un adsorbente
   sólido, como la zeolita que es un silicato
   de aluminio
Remoción de mercurio

 La remoción del mercurio se lleva a
 cabo mediante:
   Carbón activado
   Tamiz molecular
     Es un material que contiene poros pequeños
     de tamaño preciso y uniforme, usado como
     agente adsorbente, funciona como un filtro
     pero que opera a nivel molecular atrapando
     el mercurio, que es venenoso y perjudicial
     para las tuberías de aluminio.
Etapa 5 – Rechazo de
nitrógeno

 Existen tres métodos básicos para
 remover el nitrógeno del gas natural:
   Destilación criogénica
   Adsorción
   Separación por membranas

 El más común es la destilación criogénica
Proceso criogénico
Etapa 5 – Recuperación de los
líquidos del GN

 Se utiliza otra destilación criogénica,
 para obtener:
   Etano
   Propano
   Isobutano
   n-Butano
   Pentanos
Separación criogénica

Componente   Temp.          Producto
             Ebullición [°
                         C]
Neopentano        36.07     Líquidos Gas
                            Natural (NGL)
Isopentano       27.85
n-Butano           -0.5
Isobutano        -11.72     Gas L.P.

Propano          -42.04
Etano             -88.6     Gas Natural
                            Licuado (LNG)
Metano          -161.49
Etapas de procesamiento GN
Etapas de procesamiento GN
Transporte y Almacenamiento

 Gasoductos
   Económicos, respecto al transporte
   terrestre
   Principal medio de transporte en EUA y
   la Unión Europea
   Imprácticos para transporte
   intercontinental
Transporte y Almacenamiento
 Gas Natural Licuado (LNG)
   Buques tanque
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   regiones geográficas naturales
Gas Natural Licuado

 El Gas Natural es licuado en plantas de
 licuefacción, reduciendo su temperatura a
 -160 ° a presión atmosférica.
       C
 Las impurezas admitidas son mucho
 menores que para el gas con calidad de
 gasoducto
 Se necesitan una remoción más agresiva
 de agua, nitrógeno y CO2
Proceso de licuefacción

 Existen 4 procesos disponibles:
   APCI,
   Cascada. Diseñado por ConocoPhillips
   Shell DMR
   Ciclo refrigerante de Linde
Proceso de enfriamiento

 El gas dulce seco con menos del 0.1%
 de pentanos e hidrocarburos mas
 pesados, se enfría en una sección
 criogénica hasta -160° donde se
                       C,
 licua por completo
 El gas licuado producido se almacena
 en tanques a presión atmosférica para
 su transportación
Proceso Cascada
GN y Medio Ambiente
El gas natural es el
combustible fósil con
menor impacto
medioambiental,
incluyendo las etapas
de extracción,
elaboración, transporte
y consumo de uso final
Emisiones del Gas Natural
 Emisiones de CO2
   40-50% menores que las del carbón
   25-30% menores que las del combustóleo
 Emisiones de NOX
   Dos veces menores que el carbón
   Dos veces y media menores que el combustóleo
 Emisiones de SO2
   150 veces menores que el diesel
   Entre 70 y 1500 veces menos que el carbón
   2500 veces menos que el combustóleo
Gas Natural

 Principales usos:
   Doméstico
     Para cocinar
     Calefacción
   Industrial
     Calor para fundición (vidrio, metal)
     Generación de electricidad
Generación de electricidad
Ciclo Combinado
 Es una planta de generación de energía
 eléctrica que emplea más de un ciclo
 termodinámico

 En general, se describe como la combinación
 de una turbina de gas (Ciclo Brayton), un
 intercambiador de calor (IC) y una turbina de
 vapor (Ciclo Rankine) para la generación de
 energía eléctrica, si el vapor del IC se usa en
 un proceso industrial o para calefacción, recibe
 el nombre de cogeneración.
Tipos de plantas

 CCGT (Ciclo combinado de
 Turbina de Gas)
   Una turbina de gas genera
   electricidad, mientras que sus gases
   de desecho alimentan un
   intercambiador de calor, en donde
   se genera vapor que se suministra a
   una turbina de vapor.
Diagrama simple
Configuración

 Eje sencillo – Una turbina de gas y
 una de vapor – 1x1
   Puede generar alrededor de 270 MW
 Multieje – Dos o más turbinas de gas y
 una turbina de vapor – 2x1 o 3x1
   Una configuración 2x1 puede generar
   540 MW
Eficiencia
   El cálculo de la eficiencia de un CC se realiza de la
   siguiente forma:
               ηCC = ηTG + (IC x ηIC x ηTV)
Donde:
ηTG = Eficiencia de la turbina de gas
IC = 1- ηTG (Calor en los gases de escape de la turbina
           de gas que entra al intercambiador de calor)
ηIC = Eficiencia del intercambiador de calor
ηTV = Eficiencia de la turbina de vapor
Eficiencia
    Suponiendo una planta con los datos siguientes
ηTG = 33%
IC = 1- ηTG = 100-33 = 67%
ηIC = 85%
ηTV = 37%
                ηCC = ηTG + (IC x ηIC x ηTV)
             ηCC = 0.33 + (0.67 x 0.85 x 0.37)

                ηCC = 0.54 = 54 %
Características adicionales

  Combustión adicional
    Se quema gas natural directamente en el
    intercambiador de calor
    La eficiencia disminuye
    La capacidad adicional puede variar
    entre 20 y 50 MW en una configuración
    1x1, pero puede ser importante en
    periodos de máxima demanda
Alternativas

IGCC (Gasificación integrada en CC)
  Utiliza Gas Sintético en lugar de Gas
  Natural
  Se lleva a cabo la transformación del
  carbón en gas sintético, también se pueden
  utilizar, derivados del petróleo o biomasa.
  Se llama integrada, porque el proceso de
  gasificación ha sido optimizado para un
  Ciclo Combinado y se lleva a cabo en la
  misma planta.
Bibliografía
  AIE “Manual de estadísticas energéticas 2007”
  Boyce, Meherwan P. “Handbook for cogeneration and
  combined cycle power plants”
  Energy Technology Expert “Efficiency of CC power plants”
  http://energytechnologyexpert.com/energy-efficiency/how-to-
  calculate-overall-thermal-efficiency-of-combined-cycle-power-
  plants-a-sample-ccgt-presented/
  Kidnay, “Fundamentals of Natural Gas Processing”
  Kumar, Sanjay “Gas Production Engineering”
  SENER “Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017”
  SENER “Prospectiva del Sector Eléctrico 2008-2017”
  Shukri, “LNG Technology selection”,
  http://www.fosterwheeler.com/publications/tech_papers/files/T
  ariqLNG.pdf
Gas Natural


        GRACIAS

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Gas Natural

  • 1. Gas Natural Caracterización Ciclos Combinados Ing. Victor Escalona Septiembre, 2009
  • 2. Descripción El Gas Natural (GN) es un gas combustible que se encuentra en la naturaleza en reservas subterráneas en rocas porosas Consiste en una mezcla de hidrocarburos, principalmente metano, y otros más pesados.
  • 3. Importancia del Gas Natural El gas natural constituye la tercera fuente de energía, después del petróleo y el carbón
  • 4. Clasificación por origen Dependiendo su origen se clasifica en: Gas asociado: Es el que se extrae junto con el petróleo y contiene grandes cantidades de hidrocarburos, como etano, propano, butano y naftas. Gas no asociado: Es el que se encuentra en depósitos que no contienen petróleo crudo
  • 5. Composición del Gas Natural Componente Fórmula Gas No Asociado Gas Asociado Metano CH4 95-98 % 60-80 % Etano C2H6 1-3 % 10-20 % Propano C3H8 0.5-1 % 5-12 % Butano C4H10 0.2-0.5 % 2-5 % Pentano C5H12 0.2-0.5 % 1-3 % Dióxido de CO2 0-8 % 0-8 % carbono Nitrógeno N2 0-5 % 0-5 % Ácido sulfhídrico H2S 0-5 % 0-5 % A, He, Otros trazas trazas Ne, Xe
  • 6. Clasificación por composición Gas amargo: Contiene derivados del azufre (ácido sulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros) Gas dulce: Libre de derivados del azufre, se obtiene generalmente al endulzar el gas amargo utilizando solventes químicos o físicos, o adsorbentes
  • 7. Clasificación por composición Gas húmedo: Contiene cantidades importante de hidrocarburos más pesados que el metano, es el gas asociado Gas seco: Contiene cantidades menores de otro hidrocarburos, es el gas no asociado
  • 8. Clasificación por composición Gas Gas Denominación Gas Dulce Gas Dulce Amargo Amargo Estándar Seco Húmedo Seco Húmedo Componente Gas No Asociado Gas Asociado Etano <10% <10% >10% >10% H2S <1% >1% <1% >1% CO2 <2% >2% <2% >2%
  • 9. Procesamiento del Gas Natural El Gas Natural tiene que procesarse para poder cumplir con estándares de calidad Los estándares son especificados por las compañías de transmisión y distribución, las cuales varían dependiendo del diseño del sistema de ductos y de las necesidades del mercado que se quiere atender
  • 10. Requerimientos Los estándares especifican: El poder calorífico del gas (en México, debe ser entre 34 y 40 MJ/m3) La ausencia de partículas sólidas y agua líquida, para prevenir erosión y corrosión de los gasoductos) Los porcentajes máximos de componentes como el H2S, N, mercaptanos y vapor de agua Índice de Wobbe: Es la relación del poder calorífico superior con respecto a la raíz cuadrada de la densidad relativa: HS W= En México: 43.0-47.5 ρ
  • 11. Etapa 1 – Remoción de Condensados y agua Remoción de condensados y agua líquida Los condensados son llamados también gasolina natural, porque se compone de hidrocarburos cuyo punto de ebullición está en el rango de la gasolina Su composición puede ser: H2S Mercaptanos CO2 Alcanos (de entre 2 y 12 átomos de carbono) Ciclohexano (C6H12) Aromáticos (benceno, tolueno, xileno, etilbenceno) Los condensados se envían usualmente a una refinería de petróleo y el agua desecha
  • 13. Etapa 2 – Endulzamiento El endulzamiento se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del GN, se llama así porque se remueven los olores amargos y sucios) Se llaman gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos Existen varios procesos: Tratamiento de gas con aminas Proceso Benfield Unidad PSA Los productos de éste proceso, son gas dulce húmedo y gases ácidos
  • 15. Etapa 3 – Recuperación del azufre El gas ácido compuesto de H2S y CO2 proveniente del proceso de endulzamiento, se envía a una unidad de recuperación de azufre En esta unidad alrededor de entre 90 y 97% del H2S contenido en el gas, es convertido en azufre elemental o en ácido sulfúrico El proceso Claus es el más común para recuperar azufre El proceso de contacto y el proceso WPA se utilizan para recuperar ácido sulfúrico
  • 17. Limpieza del gas de residual El gas producto de la unidad recuperadora de azufre, contiene de un 3 a un 10% de H2S Existen varios procesos que continúan la recuperación de azufre y envían el resto de vuelta a la unidad recuperadora de azufre: Proceso Scot Proceso Clauspol Son procesos derivaos del Proceso Claus que ayudan a recuperar más azufre.
  • 18. Incinerador El gas producto de los procesos anteriores de limpieza, aún contiene entre 0.3 y 1% de H2S Se envía a una unidad incineradora para convertirlo en SO2 que es menos contaminante Este incinerador es indispensable en toda planta de endulzamiento
  • 19. Etapa 4 – Deshidratación y remoción de mercurio Se remueve el vapor de agua mediante alguno de los siguientes procesos: Unidad de glicol – Liquido disecante que adsorbe el agua por contacto, usualmente trietilen glicol Unidad PSA – Se utiliza un adsorbente sólido, como la zeolita que es un silicato de aluminio
  • 20. Remoción de mercurio La remoción del mercurio se lleva a cabo mediante: Carbón activado Tamiz molecular Es un material que contiene poros pequeños de tamaño preciso y uniforme, usado como agente adsorbente, funciona como un filtro pero que opera a nivel molecular atrapando el mercurio, que es venenoso y perjudicial para las tuberías de aluminio.
  • 21. Etapa 5 – Rechazo de nitrógeno Existen tres métodos básicos para remover el nitrógeno del gas natural: Destilación criogénica Adsorción Separación por membranas El más común es la destilación criogénica
  • 23. Etapa 5 – Recuperación de los líquidos del GN Se utiliza otra destilación criogénica, para obtener: Etano Propano Isobutano n-Butano Pentanos
  • 24. Separación criogénica Componente Temp. Producto Ebullición [° C] Neopentano 36.07 Líquidos Gas Natural (NGL) Isopentano 27.85 n-Butano -0.5 Isobutano -11.72 Gas L.P. Propano -42.04 Etano -88.6 Gas Natural Licuado (LNG) Metano -161.49
  • 27.
  • 28. Transporte y Almacenamiento Gasoductos Económicos, respecto al transporte terrestre Principal medio de transporte en EUA y la Unión Europea Imprácticos para transporte intercontinental
  • 29. Transporte y Almacenamiento Gas Natural Licuado (LNG) Buques tanque Opción competitiva para países fuera de las regiones geográficas naturales
  • 30. Gas Natural Licuado El Gas Natural es licuado en plantas de licuefacción, reduciendo su temperatura a -160 ° a presión atmosférica. C Las impurezas admitidas son mucho menores que para el gas con calidad de gasoducto Se necesitan una remoción más agresiva de agua, nitrógeno y CO2
  • 31. Proceso de licuefacción Existen 4 procesos disponibles: APCI, Cascada. Diseñado por ConocoPhillips Shell DMR Ciclo refrigerante de Linde
  • 32. Proceso de enfriamiento El gas dulce seco con menos del 0.1% de pentanos e hidrocarburos mas pesados, se enfría en una sección criogénica hasta -160° donde se C, licua por completo El gas licuado producido se almacena en tanques a presión atmosférica para su transportación
  • 34. GN y Medio Ambiente El gas natural es el combustible fósil con menor impacto medioambiental, incluyendo las etapas de extracción, elaboración, transporte y consumo de uso final
  • 35. Emisiones del Gas Natural Emisiones de CO2 40-50% menores que las del carbón 25-30% menores que las del combustóleo Emisiones de NOX Dos veces menores que el carbón Dos veces y media menores que el combustóleo Emisiones de SO2 150 veces menores que el diesel Entre 70 y 1500 veces menos que el carbón 2500 veces menos que el combustóleo
  • 36. Gas Natural Principales usos: Doméstico Para cocinar Calefacción Industrial Calor para fundición (vidrio, metal) Generación de electricidad
  • 38. Ciclo Combinado Es una planta de generación de energía eléctrica que emplea más de un ciclo termodinámico En general, se describe como la combinación de una turbina de gas (Ciclo Brayton), un intercambiador de calor (IC) y una turbina de vapor (Ciclo Rankine) para la generación de energía eléctrica, si el vapor del IC se usa en un proceso industrial o para calefacción, recibe el nombre de cogeneración.
  • 39. Tipos de plantas CCGT (Ciclo combinado de Turbina de Gas) Una turbina de gas genera electricidad, mientras que sus gases de desecho alimentan un intercambiador de calor, en donde se genera vapor que se suministra a una turbina de vapor.
  • 41. Configuración Eje sencillo – Una turbina de gas y una de vapor – 1x1 Puede generar alrededor de 270 MW Multieje – Dos o más turbinas de gas y una turbina de vapor – 2x1 o 3x1 Una configuración 2x1 puede generar 540 MW
  • 42. Eficiencia El cálculo de la eficiencia de un CC se realiza de la siguiente forma: ηCC = ηTG + (IC x ηIC x ηTV) Donde: ηTG = Eficiencia de la turbina de gas IC = 1- ηTG (Calor en los gases de escape de la turbina de gas que entra al intercambiador de calor) ηIC = Eficiencia del intercambiador de calor ηTV = Eficiencia de la turbina de vapor
  • 43. Eficiencia Suponiendo una planta con los datos siguientes ηTG = 33% IC = 1- ηTG = 100-33 = 67% ηIC = 85% ηTV = 37% ηCC = ηTG + (IC x ηIC x ηTV) ηCC = 0.33 + (0.67 x 0.85 x 0.37) ηCC = 0.54 = 54 %
  • 44. Características adicionales Combustión adicional Se quema gas natural directamente en el intercambiador de calor La eficiencia disminuye La capacidad adicional puede variar entre 20 y 50 MW en una configuración 1x1, pero puede ser importante en periodos de máxima demanda
  • 45. Alternativas IGCC (Gasificación integrada en CC) Utiliza Gas Sintético en lugar de Gas Natural Se lleva a cabo la transformación del carbón en gas sintético, también se pueden utilizar, derivados del petróleo o biomasa. Se llama integrada, porque el proceso de gasificación ha sido optimizado para un Ciclo Combinado y se lleva a cabo en la misma planta.
  • 46. Bibliografía AIE “Manual de estadísticas energéticas 2007” Boyce, Meherwan P. “Handbook for cogeneration and combined cycle power plants” Energy Technology Expert “Efficiency of CC power plants” http://energytechnologyexpert.com/energy-efficiency/how-to- calculate-overall-thermal-efficiency-of-combined-cycle-power- plants-a-sample-ccgt-presented/ Kidnay, “Fundamentals of Natural Gas Processing” Kumar, Sanjay “Gas Production Engineering” SENER “Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017” SENER “Prospectiva del Sector Eléctrico 2008-2017” Shukri, “LNG Technology selection”, http://www.fosterwheeler.com/publications/tech_papers/files/T ariqLNG.pdf
  • 47. Gas Natural GRACIAS