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USO DE GAS NATURAL LICUADO PARA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN SITIOS MINEROS

Por: Ing. Julio Guevara e Ing. Jorge Álvarez, Quavii – Gases del Pacífico.


Resumen

Este trabajo explora las oportunidades de gestión eficiente del recurso energético en el sector minero a partir del uso del gas natural como combustible en estado líquido. Es importante resaltar cómo se forma la cadena de valor de este recurso desde el transporte hasta su uso en sitio, las posibilidades que ofrece y la regulación nacional e internacional que respalda su seguridad y confiabilidad. 

Para validar los beneficios del gas natural en la generación eléctrica, se realiza un análisis comparativo de los principales aspectos que podrían impactar en una operación minera en relación con la tecnología que actualmente se usa para la generación con diésel en sitios mineros. Para finalizar, se muestran otras posibilidades que existen con el uso de gas natural en zonas mineras, que, si bien no se abordan con profundidad en este trabajo, son relevantes para que el lector esté familiarizado. 

La base del estudio es información disponible del sector del gas natural en Perú, reportes de la actividad minera, proveedores de tecnologías y los conocimientos de los autores de las operaciones de generación de energía eléctrica y del mercado del gas natural en Colombia y Perú.

Energía en minería en Perú

Las operaciones de procesamiento de la industria minera requieren una gran cantidad de electricidad. Estas en áreas remotas enfrentan desafíos únicos en cuanto al desarrollo, mantenimiento y operación de sistemas de energía independiente. Aquellos sitios que cuentan con el beneficio de abastecerse mediante red eléctrica son generalmente clientes tan significativos en el sistema de electricidad que su consumo puede tener influencia material en los mercados de energía y redes en los que operan. El acceso al suministro mediante red eléctrica puede brindar beneficios en cuanto al precio, sin embargo, es bastante complejo al evaluar opciones, riesgos y beneficios. 

En el radar de riesgos de operaciones mineras (Figura 1), el acceso y la optimización de la energía se mantiene como uno de los principales problemas asociados a la operación.

Perú es el séptimo productor minero más grande del mundo. Esta privilegiada posición tiene mucho que ver con la diversificación de su oferta de commodities, la cual excede a la de sus competidores mineros de la región. En particular, el país posee grandes recursos y reservas de los tres metales más demandados a nivel global: hierro, cobre y oro. Ninguna nación de la región posee esta ventaja competitiva, de la cual la minería peruana espera sacar partido en los próximos años. 

Otro atributo del país lo constituye su bajo costo de energía, inferior en 50% al de Brasil y en 67% al de Chile, sus principales competidores mineros en Sudamérica. Esto obedece a la fácil disponibilidad de recursos hidro-energéticos y térmicos (gas de Camisea) que se presenta en el territorio peruano, a diferencia de lo que acontece, por diversos motivos, en los países vecinos.

Actualmente la generación distribuida es una opción para suplir de energía a los proyectos que no cuentan con acceso al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). En este sentido, toda la generación de potencia en ubicaciones mineras y para procesos se hace con combustible diésel debido a la facilidad de almacenamiento, transporte y la amplia gama de equipos de generación que se encuentran en el mercado. Existen a su vez algunos pocos desarrollos hídricos y renovables, dependiendo los primeros de la ubicación del centro minero y los segundos se encuentran en etapas de investigación y desarrollo que no los hacen viables para sostener cargas de procesos de manera estable y continua. 

Aun cuando Perú es un país superavitario de gas natural, teniendo las segundas reservas probadas más grandes de Latinoamérica, solo después de Bolivia, el gas natural aún no es una opción viable en sitios mineros debido a que hasta hace poco en el país estaba asociada a centros urbanos y distribución por ductos. Hace apenas dos años, con la puesta en marcha de las concesiones de distribución para las regiones, se está utilizando gas natural licuado dentro del Perú. Paradójicamente, siendo un país rico en este recurso y el principal exportador de GNL en la región, no se estaba utilizando internamente. Esto abre una posibilidad de implementación de nuevas tecnologías en aplicaciones antes restringidas a otros combustibles. Todo lo que tiene amplios campos de aplicación y desarrollo a nivel internacional.

¿Qué es gas natural?

El gas natural es un hidrocarburo mezcla de gases ligeros. Principalmente contiene metano y normalmente incluye cantidades variables de otros alcanos. Además, a veces presenta pequeños porcentajes de dióxido de carbono, nitrógeno, ácido sulfhídrico o helio.

Para uso industrial y quemas en equipos de combustión en Perú podemos utilizar dos tipos de gases: GLP y gas natural. Este último a su vez se consigue en tres formas: comprimido como GNC, suministrado por ductos y como GNL que se transforman en gas natural de uso vehicular.

Para generación normalmente se utiliza gas natural. Considerando la logística y la ubicación normal de un centro minero, el abastecimiento por ductos está muy limitado de acuerdo a la geografía de la zona, dejando solo espacio para la atención con GNC y GNL. Con GNC se limita la potencia de los motores debido a que el poco volumen almacenado requiere de abastecimiento constante, lo que implica un tránsito elevado que encarece los costos de transporte. De esta manera, para la generación en sitios mineros el GNL se convierte en una opción viable.

¿Qué es el GNL?

Es gas natural que ha sido enfriado hasta el punto que se condensa a un líquido, lo cual ocurre a una temperatura de aproximadamente -161 °C y presión atmosférica. La licuefacción reduce el volumen aproximadamente en 600 veces, haciéndolo más económico para transportar en recipientes especiales, donde sistemas de transporte por tuberías tradicionales serían menos atractivos económicamente y podrían ser técnica o políticamente no factibles. De esta manera, la tecnología del GNL hace disponible el gas natural a través de todo el territorio. Es así que ofrece mayor flexibilidad para el intercambio que el transporte a través de gasoductos, permitiendo que cargamentos de gas natural puedan ser llevados y entregados donde la necesidad es mayor y los términos comerciales son más competitivos.

¿Cómo se licua el gas natural?

El gas natural se pasa por un tanque separador, donde se recuperan cantidades mínimas de líquidos que pudieran ser arrastrados por el gas. Luego, entra al proceso donde pasa por tres tratamientos: i) Eliminación del dióxido de carbono, un contaminante corrosivo para los equipos del proceso. ii) Deshidratación para eliminar el agua o la humedad que podría solidificarse y obstruir los sistemas. iii) Eliminación del mercurio para proteger el material de aluminio de los equipos criogénicos.  

El enfriamiento y subenfriamiento del gas se produce mediante una mezcla de refrigerantes (metano, etano, etileno, propano y nitrógeno) que circula por los tubos del intercambiador hasta su evaporación. La temperatura en el interior del intercambiador baja hasta -163 °C y el gas natural sale en estado líquido y a una presión cercana a la atmosférica.

El proceso de licuefacción requiere de la extracción de algunos de los componentes no-metanos, como el agua y el dióxido de carbono del gas natural producido, para evitar que se solidifiquen cuando este es enfriado a la temperatura del GNL. Como resultado, el GNL está típicamente compuesto de metano (Figura 4). Al ser vaporizado es inflamable solamente cuando está mezclado con aire en concentraciones de 5% a 15%.

Abastecimiento de GNL

Transporte al sitio

Las cisternas para el transporte de GNL son aisladas térmicamente para contener el líquido en su interior (‐160 °C) el tiempo suficiente para realizar las operaciones de suministro. Estas cisternas no están refrigeradas.

Todos los materiales en contacto con el líquido criogénico deberán ser de alta resiliencia, es decir que no se fragilizan por la baja temperatura (acero inoxidable, bronce, aluminio, etc.)

Tipos de cisternas para GNL

Básicamente existen dos modelos de cisternas en función del tipo de aislamiento.

ν Cisterna aislada al vacío: constituida por dos depósitos. Uno interior en acero inoxidable (baja temperatura) y otro exterior en acero al carbono (hierro) a temperatura ambiente. El aislamiento térmico se consigue mediante un material aislante y un alto grado de vacío entre ambos depósitos.

ν Cisterna aislada con poliuretano: constituida por un único depósito en acero inoxidable (baja temperatura), alrededor del cual se le hace un forro de espuma de poliuretano. Exteriormente se acaban con una chapa de aluminio lacado. La transferencia térmica en este tipo de cisternas es del orden de 10 veces superior que en las unidades de vacío.

En ambos casos el trasvase a los tanques de almacenamiento se puede realizar con una bomba o por diferencial de presión.

Almacenamiento

El GNL es almacenado en tanques de paredes dobles a presión atmosférica. El tanque de almacenaje es en realidad un tanque dentro de otro. El espacio anular entre las dos paredes del tanque está lleno de aislamiento. El depósito interno, en contacto con el GNL, está hecho de materiales recomendados para el servicio criogénico y la carga estructural proporcionada por el GNL. Estos materiales incluyen un 9% de acero níquel, aluminio y concreto pretensado. El tanque exterior esta hecho generalmente de acero al carbono y concreto pretensado.

La normativa que aplica en estos casos para el diseño y cálculo de los recipientes a presión para transporte de gases criogénicos es un código de diseño internacionalmente reconocido, tal como:

ν ASME (USA).

ν Codap (Francia).

ν AD‐Merckblatt (Alemania).

ν Código sueco de recipientes a presión (Suecia).

ν British Standards (Inglaterra).

El cálculo de la capacidad de almacenamiento se realiza en base a la aplicación requerida y se toman en cuenta dos parámetros: capacidad máxima instantánea del proceso con la finalidad de no generar caídas de presión repentinas y autonomía que requiera el proceso, siendo este último parámetro más un requerimiento por motivos logísticos y de confiabilidad del suministro de la energía.

Regasificación del GNL

Para que el GNL regrese a su estado gaseoso, es trasladado a una planta de regasificación, compuesta por un vaporizador ambiental, que no es más que un intercambiador diseñado a la medida del proceso por el cual fluye GNL en su interior y utiliza el calor del aire del medio ambiente para llevar a cabo la revaporización del gas. Para el trasiego se utiliza el diferencial de presión del tanque de GNL, que está normalmente entre 7 y 9 bar, y la presión final en el usuario, que está entre 2 y 4 bar.

La tecnología de vaporizado óptima para cada proceso depende del clima local, fuente de calor disponible (refrigeración por agua, vapor o energía eléctrica), sus preferencias y/o reglamentos en sitio.

Según el requerimiento existen los siguientes tipos de vaporizadores:

ν Calentado por aire ambiental, ambos de flujo natural y de flujo forzado.

ν Calentado por vapor.

ν Calentado por agua, tanto de la bobina en la cápsula como la cápsula en diseño de tubo.

ν Calentado por gas – diésel.

ν Vaporizador de rack abierto.

ν Vaporizador de combustión sumergida.

ν Unidades móviles basadas en las tecnologías anteriores.

Una vez vaporizado el gas pasa por una estación de regulación y medición en donde se lleva a la presión de operación requerida por el usuario y se mide el flujo en condiciones normales. Estos equipos se caracterizan por ser de construcción sencilla, fácil mantenimiento y alta fiabilidad. 

Normatividad aplicable

En Perú todas las operaciones que involucren el gas natural están autorizadas por el gobierno nacional en el Decreto Supremo 057-2008-EM. Todas las instalaciones de GNL se rigen bajo la norma NTP 111.032 y deben ser diseñadas bajo la NFPA. Toda la operación y mantenimiento requiere un registro en la Dirección General de Hidrocarburos bajo la Resolución del Consejo Directivo 191-2011-OS/CD.

Adicionalmente, con respecto a salud, seguridad y medio ambiente es necesaria una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) que incluya el uso del gas natural en las operaciones de cada industria y un Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA) en el área donde se instalará la planta. Ambos requisitos gestionados ante la Gerencia Regional de Energía y Minas (GREM) de la zona donde se encuentra el sitio.

El ente fiscalizador de estas operaciones es el Osinergmin.

Generadores de combustión interna

Al analizar los equipos de generación en sitio, ya sea desconectados del SEIN o trabajando en paralelo con el mismo, tenemos que considerar a las máquinas rotativas (turbinas) y reciprocantes (motores). En ese sentido, siendo las potencias más comunes de entre 2 MW y 4 MW y entendiendo que las operaciones mineras se ubican a más de 3,000 msnm, para este trabajo se van a comparar los grupos electrógenos con motores reciprocantes debido a que su uso es el más viable a las condiciones antes descritas.

Como nota complementaria a este artículo de investigación, es necesario aclarar que toda aplicación debe ser evaluada independientemente y sus condiciones específicas tenidas en cuenta para llegar a una conclusión, sin embargo, existen generalidades que aplican a todos los sitios mineros.

Similitudes del uso de combustible: diésel vs gas natural

ν Excelente para usos de cargas altas continuas (alta confiabilidad y disponibilidad).

ν Tolerantes para condiciones ambientales de altura.

ν Costo inicial bajo.

ν Tecnologías probadas y usadas en diferentes aplicaciones.

A pesar que ambos combustibles y sus tecnologías asociadas son válidas tienen ventajas y desventajas que se deben considerar para tomar una decisión, a través de los años, por la desinformación producto de la ventaja comercial de una tecnología ya consolidada, se han creado mitos acerca de las posibilidades del gas natural en diferentes aspectos. La propuesta de este trabajo es aclarar de manera objetiva qué se puede considerar realmente una desventaja o si hoy existen tecnologías que puedan atenuar dichas desventajas. 

Asimismo, un proyecto de generación debe ser visto como un gran esquema, es decir, que lo que puede ser una desventaja en un aspecto puede significar una gran ventaja en otro y puede inclinar la balanza.  

Ventajas del diésel sobre el gas natural

ν Densidad de potencia más alta (menor tamaño y peso por kW): los equipos diésel por la compresión en las cámaras tienen bloques generalmente más pequeños; mientras que los de gas natural requieren equipos auxiliares adicionales para la mezcla del combustible.

ν Costos iniciales más bajos: un grupo a diésel tiene un costo aproximado de 180 a 250 USD/kW, en cambio uno a gas puede llegar a 350 a 500 USD/kW. Es decir, un grupo a gas natural en promedio tiene un costo de 2 a 2.5 veces el costo de un diésel.  

ν Tiempos de arranque menores (para sistemas contraincendios cumple NFPA): Está orientado a los equipos de emergencias para respuesta rápida en general. Aunque es posible adaptar el motor a gas para arranques rápidos, el costo inicial y la logística de almacenamiento del GNL no compensan el uso de este tipo de motores para sistemas contraincendios en lugares donde no está disponible el gas natural por tubería. 

ν Menor derrateo por altas temperaturas y alturas: a pesar que en general los grupos diésel se derratean menos, esta afirmación se debe ser analizada con cuidado ya que la diferencia puede ser muy variable. Hay grupos a gas natural de alta eficiencia que tienen menores derrateos y, aunque siguen estando por debajo, son más cercanos al derrateo de un diésel estándar.

Si nos vamos al derrateo por altura y comparamos dos motores de 2,000 kW a gas es posible que, para 3,000 msnm y 20 °C de ingreso del aire, uno puede rendir 65% y otro hasta 80%. Un diésel a 3,000 msnm y 20 °C, rinde aproximadamente 85%. En promedio la diferencia es del 10% a favor del diésel. En la Figura 6, se puede ver la comparación de un motor diésel y uno de gas natural.

Por su parte, en la Figura 7 es posible ver la comparación de varios motores de gas natural.

Un derrateo de un 10% equivale a un 10% menos de capacidad que se ve reflejado en el costo inicial del motor, lo que es posible compensarlo con algunos de los beneficios durante la vida útil del mismo. 

ν Mejor adaptados para cargas variables: respecto a los bloques de carga, es correcto suponer de primera mano que un diésel soporta mayores bloques de carga, incluso, teóricamente, podría soportar hasta el 100%. En el caso del gas natural, lo usual es que los bloques de carga y rechazo máximos estén entre 15% y 20%. También es cierto que no es usual que una operación tenga bloques de carga tan grandes. Por ejemplo, si habláramos de un grupo de 2,000 kW, 20% significan 400 kW, no es usual tener dicho bloque de carga, por otro lado, si ese fuera el caso, hay soluciones que pueden atenuar el efecto de un bloque de carga.

Ventajas del gas natural sobre el diésel 

ν Menor OPEX: en general los grupos diésel entre 1,000 a 2,000 kW suelen tener el overhaul mayor entre 18,000 y 24,000 horas, respectivamente. Por otro lado, en los grupos a gas natural, si hay una dispersión mucho mayor en los tiempos de overhaul mayor y estos pueden estar entre 20,000 horas e incluso algunos llegan a las 80,000 horas. En un grupo a gas moderno con 80,000 horas de overhaul mayor, el costo del OPEX puede estar entre 10 a 12 USD/MWh, pero puede ser mayor para modelos con tiempos de overhaul menores (motores más antiguos) y llegar a los USD 20/MWh. En uno diésel probablemente el OPEX esté sobre a los USD 25/MWh.

ν Menores emisiones: la combustión del gas natural produce menos gases de efecto invernadero que otros combustibles fósiles como los derivados petrolíferos (fuelóleo, gasóleo o gasolina) y especialmente que el carbón. Además, es un combustible que se quema de forma más limpia, eficiente y segura y, como en su composición no hay azufre, no produce dióxido de azufre (causante de la lluvia ácida) ni partículas sólidas. La razón por la cual produce poco CO2 es que la molécula de su principal componente, el metano, contiene cuatro átomos de hidrógeno por cada uno de carbono, produciendo dos moléculas de agua por cada una de CO2. Mientras que los hidrocarburos de cadena larga, como el gasóleo, producen prácticamente solo una molécula de agua por cada una de CO2 y la entalpía estándar de formación del agua es muy elevada.

ν Tarifa más baja de combustible: este es quizás el punto más fuerte para justificar el uso del GNL en las operaciones mineras. Como se puede observar en la Figura 8, la tarifa del diésel es variable y esto se debe a que está indexada directamente al WTI. Por otra parte, el GNL en Perú tiene un promedio ponderado actual de 10 USD/MMBTU que se indexa en promedio un 2% anual.

El costo de electricidad con esta tarifa de diésel está en el orden de 250 USD/kWh a un gasto promedio de diésel de 21 USD/MMBTU (10 soles/galón), las eficiencias entre modelos suelen ser cercanas y la eficiencia eléctrica en un grupo diésel aunque es relevante no es usualmente un diferenciador grande. Con un costo de gas natural a 10 USD/MMBTU, el costo de la energía, solo por el consumo de gas, debe estar en 120 USD/KWh, a una eficiencia de 40% y dado que en grupos a gas este indicador es muy variable entre modelo y modelo, la eficiencia eléctrica en un grupo a gas es muy relevante. 

En la Tabla 2, podemos ver la comparación del costo inicial y el costo de operación de dos motores. Se utiliza la potencia de 2 MW por ser una de las más usadas en la industria.

Como se puede observar a pesar que el costo inicial del grupo a gas natural es el doble, el consumo de combustible es de aproximadamente un 45%, el ahorro es de 1.7 millones de dólares al año, con lo cual la diferencia de costo se recupera en menos de 6 meses.

ν Mayor seguridad: El gas natural, a diferencia de otros gases combustibles, es más ligero que el aire, por lo que, de producirse alguna fuga, se disipa rápidamente en la atmósfera. Únicamente, se requiere tener buena ventilación. Adicionalmente, se minimiza el impacto en el suelo y fuentes de agua.

ν Mejor adaptados para ciclos combinados (aprovechamiento de calor residual): Los ciclos combinados de calor y energía (CHP, Combined Heat and Power) generan electricidad y calor utilizable. Estos sistemas de cogeneración se utilizan a menudo en universidades o campus industriales y en hospitales. Ofrecen una operación de alta eficiencia, facilidad de mantenimiento del sistema y diseño sostenible. 

La generación de energía convencional con un turbo generador tiene generalmente de un 40% a 45% de eficiencia. La turbina acciona mecánicamente el eje del generador, pero el calor de la combustión del gas natural se desecha a la atmósfera. La cogeneración utiliza esa energía térmica que, de otro modo se desperdicia, para aumentar la eficiencia térmica a más del 80%. Esto se puede hacer usando un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG). 

Además de mejorar la eficiencia general del sistema, los ciclos combinados reducen las emisiones de contaminantes y proporcionan otros beneficios ambientales. Para el caso de los equipos de gas natural este tipo de soluciones son de tipo modular y la mayoría de los fabricantes de equipos las ofrecen, esto se puede convertir en una forma de recuperar o darle un valor agregado a la inversión realizada en estos equipos.

Otras posibilidades del gas natural

Una vez teniendo el gas natural en sitio es posible pensar en el abastecimiento a procesos como hornos y calderos, si los hubiera, y utilidades menores como gas natural para las cocinas o agua caliente para baños o calefacción de zonas en general.

Otro desarrollo aplicado a la industria minera es la sustitución de parte del diésel utilizado en camiones mineros por GNL, a través de un kit de conversión del sistema de alimentación de combustible al motor. Este proyecto se justifica en que el reemplazo de diésel puede ser de hasta el 60%, con los beneficios económicos y ambientales de esta medida.

Reemplazar el 60% del diésel impacta aproximadamente en más de un 20% en el costo de combustible de un camión minero. Para un equipo CAT 793D de 200 toneladas de capacidad, esto significa ahorros de aproximadamente 180,000 USD/año. Este nivel de ahorro obtenido permite recuperar el kit en el año dos. 

Debido a que estas tecnologías han sido ampliamente probadas en EE.UU., Canadá y México, no existen riesgos de pérdida de capacidad de carga del equipo ni de performance de este (velocidad y potencia). El sistema escoge cual combustible utiliza según los parámetros designados y, de esta manera, se garantiza siempre el mejor desempeño en el equipo. 

El suministro de GNL a los camiones se puede hacer a través de una estación de servicio (EDS) fija paquetizada directamente en la mina, con dispensadores de GNL directo a los tanques de almacenamiento o si se quiere existen EDS móviles, conocidas como microfuelers que sirven a este propósito en sitio.

A nivel ambiental en camiones aplican los mismos beneficios que para equipos de generación, se reducen los impactos por la eliminación del material particulado, y se disminuyen gases de efecto invernadero, como el dióxido de carbono, en aproximadamente 40%, los óxidos nitrosos y de azufre se disminuyen en un 80%, aproximadamente. 

En otras aplicaciones existentes aprovechan la temperatura del gas natural de -160 °C para hacer un intercambio con otra corriente de fluido térmico o salmuera y usarlo en acondicionamiento del aire y/o operaciones de refrigeración en proceso. Esto está sujeto a la capacidad necesaria en el proceso y el consumo de GNL.

Otro beneficio del uso de este combustible en las operaciones mineras que es más difícil de cuantificar, pero cuyo impacto está presente, es que debido a la necesidad de equipos especializados para el manejo criogénico del GNL, se evitan en su totalidad las extracciones no autorizadas de combustible, que con diésel son una realidad.

Conclusiones

1. El gas natural licuado ofrece una nueva posibilidad para la generación eléctrica en sitios mineros que antes no existía en la industria.

2. Toda la cadena de valor del GNL está formada por equipos y procesos con tecnologías probadas a nivel global y están sujetos a regulaciones y normas nacionales e internacionales estrictas que garantizan la confiabilidad y seguridad de su uso como combustible.

3. El costo inicial de un grupo a gas natural en comparación con uno a diésel se recupera con la baja tarifa de este combustible en menos de 6 meses de operación.

4. En los grupos a gas natural el derrateo por altura si bien es de al menos un 10% más que un equipo diésel, solo impacta en el costo inicial, no así en la eficiencia ni en la confiabilidad de conjunto.

5. En todos los casos antes de seleccionar una tecnología se debe hacer una evaluación de esta para establecer su uso final y cuáles son las ventajas que la misma presenta ante otras alternativas.

6. El gas natural como combustible, por su propia composición y características de combustión, no genera emisiones de óxidos nitrosos ni óxidos sulfurosos; produce menos dióxido de carbono, y no genera material particulado.

7. Los gases de escape de la combustión del gas natural pueden ser aprovechados en una planta para cogenerar y aprovechar este calor en otros procesos.

8. Teniendo el gas natural en el sitio minero se abre la puerta al uso de este combustible en otras aplicaciones ya conocidas (calderos, hornos, secadores, etc.) y otros desarrollos exclusivos de la industria minera (reemplazo de diésel en camiones mineros) que generan beneficios.

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