Examen de las aplicaciones de la tecnología costa afuera para

Examen de las aplicaciones de la tecnología costa afuera
para estaciones de compresión en tierra para la
producción de una energía rentable libre de CO2
Preparado para: Facilities Design, Onshore Summit 2015 – Houston
Preparado por:
Mark Wickham
Director General
Heat Recovery Solutions Ltd
Londres
Inglaterra
Septiembre de 2015
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ÍNDICE DE MATERIAS
1. RESUMEN EJECUTIVO
2. INTRODUCCIÓN
3. EXAMEN DE LA TECNOLOGÍA FACILITADORA POR QUÉ Y CÓMO SE HA DESARROLLADO
COSTA AFUERA Y A QUÉ CLASE DE APLICACIONES PUEDE TRANSFERIRSE EN TIERRA
3.1
POR QUÉ SE HA DESARROLLADO
3.2
CÓMO SE HA DESARROLLADO
3.3
APLICACIONES A LAS QUE PUEDE TRANSFERIRSE
4. EVALUACIÓN DE CÓMO LA TECNOLOGÍA PUEDE APLICARSE A ESTACIONES DE
COMPRESIÓN EN TIERRA PARA OBTENER ENERGÍA BARATA LIBRE DE EMISIONES
4.1
INFORMACIÓN DE FONDO SOBRE ESTACIONES DE COMPRESIÓN EN EE.UU.
4.2
IMPACTO POTENCIAL DE LA TECNOLOGÍA DE HRS
5. EXAMINANDO HASTA QUÉ PUNTO LAS ESTACIONES DE COMPRESIÓN EN TIERRA
CONTRIBUYEN A LOGRAR LA META DE REDUCCIÓN DE EMISIONES DE CO2 DEL GOBIERNO
ESTADOUNIDENSE
5.1
META DE REDUCCIÓN DE EMISIONES DE CO2 DEL GOBIERNO ESTADOUNIDENSE
5.2
PUNTO HASTA EL CUAL LA CONVERSIÓN A UN CICLO COMBINADO PODRÍA
AFECTAR LA META
6. EVALUACIÓN DE LA RENTABILIDAD DE LAS APLICACIONES EN TIERRA
6.1
RENTABILIDAD EN TIERRA
6.2
EJEMPLO TÍPICO DE UNA ESTACIÓN DE 2 COMPRESORES DE GAS DE 15.000 CV
7. CONCLUSIONES
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1. RESUMEN EJECUTIVO
Las soluciones para producir energía del calor residual de las turbinas de gas, desarrolladas
para plataformas costa afuera, puede ofrecer importantes beneficios económicos para las
instalaciones en tierra, sobre todo para las estaciones de compresión, además de contribuir
a las metas de reducción de emisiones de CO2 de EE.UU.
Desde el punto de vista económico, el enfoque modular patentado de HRS para producir
energía del calor residual es por término medio de 2.000 $ a 2.500 $ por kW/h por gasto de
capital, comparado con las soluciones en tierra tradicionales de entre 3.000 $ a 3.500 $ por
kW/h. Esta diferencia de precio significa que los 90 a 100 proyectos identificados por la
INGAA (Asociación Interestatal Americana de Gas Natural) podrían ser más rentables,
además de hacer viables hasta 100 proyectos adicionales.
La tecnología de rápida construcción, que puede instalarse en las turbinas de gas con tan
solo un día de interrupción, podría facilitar hasta 1000 MW de producción de energía con
un cero de emisiones, reemplazando una producción de energía equivalente de las
centrales de combustibles fósiles y contribuyendo en más de un 1% a las metas de
reducción de emisiones de la producción de energía de EE.UU.
El enfoque modular de HRS, de funcionamiento automatizado, quiere decir que el ciclo de
vapor rankine más eficaz es más rentable que el ciclo orgánico rankine para todas las
aplicaciones de turbinas de gas, además de ofrecer reducciones de emisiones de CO 2
mucho mejores.
2. INTRODUCCIÓN
Las plataformas petroleras y de gas necesitan energía eléctrica y de compresión además de
térmica para extraer y procesar los hidrocarburos. En las primeras plataformas, la energía
se producía mediante turbinas de gas y el calor mediante calefactores, como operaciones
independientes. A primeros de la década de los 80, se introdujo por primera la producción
de calor de los escapes de las turbinas de gas en el Mar del Norte en las plataformas Tyra
West y Tyra East. La industria pronto empezó a darse cuenta de los beneficios que
reportaba utilizar el calor residual para ahorrar combustible, reducir las emisiones y
mejorar la seguridad y hoy en día la mayoría de las plataformas con turbinas de gas
producen calor de esta forma.
En muchas plataformas, sobre todo en las que producen gas, hay una necesidad limitada
de producir calor y es habitual no se recupere, aunque hay algunos ejemplos en los que es
necesario el endulzamiento de gas. En 1999 el gobierno noruego introdujo un impuesto
sobre el carbono que hizo posible que los promotores considerasen la instalación de ciclo
combinado, incluyendo en los escapes generadores a vapor para la recuperación del calor,
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con un generador de turbina a vapor produciendo hasta un 40% más energía del mismo
combustible o la misma energía con menos combustible. En los próximos años, antes de
que el impuesto se redujera considerablemente, se construyeron de esta forma tres
plataformas - Eldfisk, Snorre B y Oseberg con una potencia en el ciclo de vapor que va
desde 10 a15 MWe, principalmente en turbinas de gas LM2500.
La instalación de ciclos combinados en estas plataformas resultó ser todo un desafío y en
los últimos años todos los sistemas HRSG (Generador de vapor con recuperación de calor)
han sido reemplazados. El año pasado HRS reemplazó las unidades en las plataformas
Conoco Phillips Eldfisk basadas en su tecnología circular HRSG. Se entiende que esta es la
única plataforma en el mundo que funciona con un ciclo combinado, esta planta produce
todas las necesidades eléctricas de la plataforma de casi 10 MWe.
Los principales desafíos surgieron de la necesidad de contar con unidades pequeñas y
livianas, como es el caso para todas las unidades de recuperación de calor instaladas costa
afuera tanto para vapor como calor de proceso.
La tecnología desarrollada por HRS para aplicaciones costa afuera incluye una serie de
características que podrían ser beneficiosas para aplicaciones en tierra, sobre todo el
enfoque modular, el tamaño pequeño, la uniformidad, la construcción rápida y el coste
más bajo. El propósito de este informe es capturar estos beneficios y sensibilizar a los
promotores de instalaciones en tierra de que puede haber diferentes enfoques,
especialmente para estaciones de compresión en EE.UU., de las que hay más de 1.200, que
proporcionan una fuente inmensa de energía libre de CO2 que con los métodos
tradicionales no podría recuperarse económicamente.
La metodología desarrollada para los sistemas HRSG costa afuera también ha sido utilizada
para desarrollar un módulo de turbina de vapor para completar el ciclo de vapor y hacer
que sea un paquete sencillo y rentable.
3. EXAMEN DE LA TECNOLOGÍA FACILITADORA POR QUÉ Y CÓMO SE HA DESARROLLADO
COSTA AFUERA Y A QUÉ CLASE DE APLICACIONES PUEDE TRANSFERIRSE EN TIERRA
3.1
POR QUÉ SE HA DESARROLLADO
Para reducir el coste de las plataformas costa afuera el peso y el tamaño sobre la
estructura tienen que reducirse al mínimo. Las primeras unidades de recuperación de
calor residual de las turbinas de gas (WHRU) estaban diseñadas según la norma API
560, una norma robusta y bien probada para calefactores. También era necesario
poner la unidad de recuperación de calor en modo de bypass durante el arranque, así
como regular la cantidad de calor recuperada en el intercambiador de calor. Esto hacía
necesario contar con un par de válvulas de gases de escape para modular y regular el
fluido del proceso a una consigna de temperatura. Adicionalmente era necesario un
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silenciador entre la turbina de gas y la unidad WHRU. El resultado era un conjunto de
cubiertas, conductos, amortiguadores y chimeneas que tenían que montarse en la
plataforma con estructuras adecuadamente diseñadas para soportarlos.
El tipo de fluido de proceso utilizado para recuperar el calor dependía en su mayoría
de los requerimientos del proceso. Típicamente para calentar petróleo crudo y facilitar
la separación de agua y arena y reducir la presión de la bomba se utilizan agua caliente
o fluido térmico orgánico a una temperatura de hasta 148,89 °C. Mientras que en los
sistemas que utilizan aminas para reducir el contenido de azufre son necesarias
temperaturas más altas para la regeneración de alrededor de 315,56 °C lo que precisa
fluidos térmicos sintéticos capaces de soportar temperaturas más altas sin degradarse.
Los ciclos combinados requieren vapor, típicamente a temperaturas de 398, 88 °C y 40
bares para garantizar un alto nivel de eficacia de la turbina de vapor.
A últimos de los años 80 se introdujo una serie de mejoras concebidas para reducir el
tamaño de las unidades WHRU con la introducción del bypass integral en el Mar del
Norte, lo que ayudó a que los amortiguadores, el bypass y el intercambiador de calor
formaran un solo conjunto, sin embargo el silenciador y las chimeneas seguían
suministrándose por separado.
Fig.1 – Unidad WHRU con bypass integral
Por lo general, las unidades WHRU siguen diseñándose según la norma API 560, sin
embargo, hoy en día esto solamente es aplicable al intercambiador de calor y al
método de soporte, por ejemplo, placa tubular. Los refractarios internos se cambiaron
por fibra cerámica con camisas de acero inoxidable para proteger las fibras de la
erosión.
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No obstante, la demanda insistente para reducir el peso, el espacio de la parcela y el
plazo de montaje en el astillero, precisó una reconsideración total, de lo cual surgió un
diseño radical nuevo, desarrollado por la gente de HRS.
3.2
CÓMO SE HA DESARROLLADO
Empezó con el concepto de que tenía que tratarse de un solo conjunto para reducir el
tiempo y los costes de instalación. Tenía que incorporar el intercambiador de calor, el
bypass, el silenciador y la chimenea. También tenía que minimizar la cantidad de acero
necesario para reducir el peso y tener el tamaño más pequeño posible. Las estructuras
de soporte eran también un gran problema, sobre todo en las plataformas flotantes
como FPSO, en las que el movimiento añadía considerablemente al peso de las
estructuras y de ser posible el centro de gravedad debería bajarse. La carga de viento
era también un factor, tradicionalmente las unidades WHRU tenían forma rectangular
similar a la sección de convexión de los calentadores a fuego directo con un factor de
carga de viento de 1,0.
La cuestión era el espacio que podría utilizarse para satisfacer este criterio. La forma
circular parecía ser ideal, sin embargo, existía el gran problema de que los tubos
aletados del intercambiador de calor nunca antes habían sido enrollados.
El tamaño de una unidad WHRU lo determinan la velocidad del gas de escape y la caída
de presión (típicamente 33,53 m/s y 30,48 cm de columna de agua). Partiendo de esta
base una unidad WHRU circular precisa un 12% menos de acero para contener el gas y
solo un 15% de rigidización comparado con un 30% en las unidades rectangulares.
También tendría un factor de carga de viento de 0,6 lo que ahorraría peso en la
estructura. Esto haría posible ahorros de peso de hasta un 25%.
La ventaja de un serpentín circular es que no hay codos de retorno, a diferencia de en
las unidades rectangulares, que únicamente sirven para hacer girar el fluido 180 grados
para transferirlo al siguiente paso y esto suma peso y caída de presión sin beneficio
para la transferencia de calor. Adicionalmente podrían utilizarse tubos de 22,33 m que
solamente precisan una soldadura por tubo, comparado con las unidades
rectangulares que típicamente llevan tubos de hasta 6,1 m con dos soldaduras por
tubo. Esto reduciría la soldadura y la radiografía en un 86% y mejoraría la integridad
del serpentín.
Otra de las posibilidades que ofrece el diseño circular es que el bypass podría ubicarse
internamente concéntricamente en los serpentines, además de incorporar un
silenciador. Para facilitar este concepto no solo era necesario desarrollar una máquina
para hacer los serpentines, sino también una nueva válvula circular para regular
eficazmente el caudal de gas. El siguiente diagrama (fig. 2) muestra un conjunto para el
concepto según lo previsto.
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Fig. 2 – Concepto de unidad WHRU circular
Los beneficios del concepto circular eran abrumadores por lo que sería necesario
superar los desafíos. Después de varios años de desarrollo, se consiguió un proceso de
bobinado y tras muchas investigaciones y ensayos se estableció como la elección
preferida una válvula radial con álabes.
Se desarrollaron diseños para escapes verticales como se muestran en la fig. 2 y
también con una entrada tangencial para escapes axiales como se muestra en la fig. 3.
Aunque en un principio se desarrollaron específicamente para su uso costa afuera, las
primeras unidades comerciales de este tipo se utilizaron en una ubicación en tierra en
La Grange (Texas) en turbinas de gas Solar Centaur 40, hace cuatro años y desde
entonces más de 29 unidades han sido instaladas costa afuera en todo el mundo,
incluyendo 3 unidades en la Plataforma LLOG Delta House en G.O.M (fig. 3)
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Fig. 3 – Estación de compresión de gas de transferencia de energía,
La Grange (Texas) y plataforma LLOG Delta House
Ademas de las unidades WHRU, en la plataforma de Eldfisk en el mar de Noruega, hay
instaladas unidades HRSG circulares para producir vapor a alta presión y alta
temperatura para producir energía con una turbina de vapor. Estas unidades instaladas
en LM2500 y LM1600 combinan múltiples escapes de las turbinas de gas en unidades
sencillas, utilizando el método de entrada tangencial patentado que reduce la caída de
presión, distribuye uniformemente el gas de escape hacia los serpentines y supera el
posible fenómeno de resonancia de la turbina de gas. Se instalaron dos unidades en un
solo módulo de elevación para reemplazar las unidades rectangulares de carcasa
caliente que sufrían agrietamiento inducido por la tensión de las carcasas y soportes.
Estas dos unidades producen suficiente vapor para producir 10 MWe, suficiente para
toda la plataforma.
Fig. 4 – Generadores de vapor circulares en la plataforma de Eldfisk con múltiples
escapes tangenciales.
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Como complemento para los generadores de vapor circulares, HRS ha desarrollado,
basándose en los mismos principios costa afuera compactos y modulares, un módulo
de turbina de vapor que produce electricidad del vapor generado. Este concepto,
introducido por primera vez en la central de Chinook Sciences cerca de Birmingham
(Inglaterra), contiene todos los instrumentos y equipos necesarios para el
funcionamiento de una isla de potencia basada en vapor, que incluye el generador de
la turbina de vapor, el condensador refrigerado por aire, la planta de tratamiento de
agua, las bombas, los paneles de control del motor y la sala de control. Este enfoque
de "caja negra" sencilla significa que puede añadirse una cola de vapor a cualquier
turbina de gas de forma muy sencilla, ocupando muy poco espacio, además de por un
coste bajo, lo que hace que sea apto tanto para la retroadaptación a las turbinas de gas
existentes como en instalaciones nuevas.
Fig. 5 – Módulo de energía de 20 MWe en Chinook Sciences, Oldbury (Inglaterra)
3.3
APLICACIONES A LAS QUE PUEDE TRANSFERIRSE
La tecnología puede instalarse en cualquier fuente de calor residual con una
temperatura superior a 427 °C, siendo especialmente apto para turbinas existentes en
las que el espacio es un factor importante para una configuración convencional de
unidad HRSG y turbina de vapor. El diseño circular puede instalarse en el espacio en el
que está instalada la chimenea con modificaciones mínimas de los cimientos. El
generador de vapor circular basado en la tecnología de un solo paso se entrega en la
ubicación completamente montado y puede instalarse en un solo día, después de lo
cual la turbina de gas puede volverse a poner en pleno funcionamiento. Una unidad
HRSG tradicional requeriría varios meses de trabajo en la ubicación, lo que daría lugar
a un gasto considerable antes de poder reanudar el funcionamiento normal.
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Fig. 6 – Comparación entre una unidad HRSG tradicional con chimenea de bypass (azul)
con un generador de vapor de un solo paso (amarillo) y un generador de vapor un solo
paso circular (rojo)
4 EVALUACIÓN DE CÓMO LA TECNOLOGÍA PUEDE APLICARSE A ESTACIONES DE
COMPRESIÓN EN TIERRA PARA OBTENER ENERGÍA BARATA LIBRE DE EMISIONES
4.1
INFORMACIÓN DE FONDO SOBRE ESTACIONES DE COMPRESIÓN EN EE.UU.
Solamente en EE.UU. hay más de 1400 estaciones de compresión que transportan el
gas natural a través de tuberías intraestatales, la mayoría de las cuales no tienen
sistema de recuperación de calor. De estas, 90 a 100 estaciones han sido identificadas
por la INGAA (Asociación Interestatal Americana de Gas Natural ) suficientemente
grandes para transformarse de forma viable en estaciones de ciclo combinado con
capacidad para exportar energía a la red eléctrica o utilizar calor para calefacción
urbana o calor de proceso. El informe producido por Bruce A Henman para la INGAA en
2009 concluyó que la recuperación de calor a sistemas de energía es económicamente
viable en áreas en las que los precios de compra de energía incluyen algunos incentivos
para energía limpia y en las que la capacidad y el factor de carga del compresor están
por encima de ciertos mínimos. El informe también menciona que la viabilidad está
limitada a estaciones con compresores de 15.000 cv y superiores, que además operan
durante más de 5.250 horas al año. Se estima que podrían producirse de 500 a 600
MWe de energía libre de emisiones de esta fuente de calor. El informe supone un
gasto de capital de 2.500 $ a 3.500 $/kWe lo que en 2015 se aproximaría más a 3.000 $
– 3.500 $/kWe. Este coste y los precios bajos de la electricidad vendida al por mayor
significa que serían necesarias inversiones a largo plazo, lo que ha dado como
resultado dificultades a la hora de procurar la financiación, no obstante, varios estados
han introducido Normas de Cartera de Renovables (NCR) que ofrecen incentivos por
generar energía limpia, lo que puede hacer que los proyectos sean más viables y
adicionalmente hay varios beneficios tributarios y concesiones.
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Fig. 7 – Mapa de tuberías de gas natural y estaciones de compresión
Existen algunas estaciones de compresión que producen energía del calor residual
pero todas ellas se basan en los sistemas ORC (Ciclo Rankine Orgánico), un sistema de
baja presión que puede operarse de forma automatizada sin la intervención de un
Ingeniero de Vapor. Sin embargo, los sistemas OCR no son tan eficientes como el Ciclo
Rankine de Vapor. El generador de vapor circular de un solo paso de HRS no tiene
domos de vapor y por lo tanto, también puede operarse de forma automatizada.
4.2
IMPACTO POTENCIAL DE LA TECNOLOGÍA DE HRS
El coste de la tecnología instalada de HRS oscila entre 2.000 $ y 2.500 $ por kW/h,
menos que la tecnología ORC y con una eficacia mucho más alta. Esto significa que los
90 a 100 proyectos identificados por la INGAA podrían incrementarse
significativamente, lo que haría que las estaciones que funcionan menos horas y con
compresores de menos de 15.000 cv fueran una solución viable.
A título de referencia, la base de datos de la INGAA incluye más de 1.000 turbinas de
gas en 473 estaciones de compresión en EE.UU., lo que significa casi 7 millones de cv
de capacidad total. Estas turbinas de escala industrial tienen una capacidad media de
aproximadamente 6.600 cv (5,0 MW). Más del 50 por ciento de los accionamientos de
las turbinas de gas tienen un tamaño inferior a 5.000 cv. Un poco más del nueve por
ciento de los compresores de las turbinas de gas tienen un tamaño superior a 15.000
cv; estas unidades, sin embargo, representan más del 25 por ciento de la capacidad
total de las turbinas de gas.
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Al objeto de cuantificar el umbral inferior y la cantidad de proyectos variables, sería
necesario llevar a cabo una investigación rigurosa de las estaciones de compresión. No
obstante, en el supuesto de que el 50% de las 1000 turbinas de gas fueran
comercialmente viables a un promedio de 2 MWe cada una en el ciclo de vapor, esto
sería suficiente para producir 1000 MW de electricidad libre de emisiones, eliminando
8,1 millones de toneladas de CO2 al año de la quema de 3,1 millones de toneladas de
carbón.
5 EXAMINANDO HASTA QUÉ PUNTO LAS ESTACIONES DE COMPRESIÓN EN TIERRA
CONTRIBUYEN A LOGRAR LA META DE REDUCCIÓN DE EMISIONES DE CO2 DEL GOBIERNO
ESTADOUNIDENSE
5.1
META DE REDUCCIÓN DE EMISIONES DE CO2 DEL GOBIERNO ESTADOUNIDENSE
En junio de este año la Administración de EE.UU. estableció su objetivo para reducir las
emisiones de CO2 en un 32% de los niveles de 2005 para el año 2030 e instruyó a la EPA
para que reduzca la polución de las centrales eléctricas como parte de un Plan de
Acción Climática.
5.2
PUNTO HASTA EL CUAL LA CONVERSIÓN A UN CICLO COMBINADO PODRÍA
AFECTAR LA META
Fig. 8 – Emisiones de gases de efecto invernadero en EE.UU. de la producción
eléctrica, 1900-2013
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Los niveles de dióxido de carbono para las estaciones de producción de energía fueron
de 2.450 millones de toneladas en 2005. Para alcanzar la meta del 32%, tendrían que
ahorrarse 784 millones de toneladas anuales.
Convertir 500 turbinas de gas a estaciones de compresión de gas contribuiría más de
un 1% a los ahorros necesarios.
6 EVALUACIÓN DE LA RENTABILIDAD DE LAS APLICACIONES EN TIERRA
6.1
RENTABILIDAD EN TIERRA
A menos que se inicie debido a que hay necesidades comerciales, un proyecto de
transformación de calor residual en energía tiene que ser rentable para ser financiado
y la rentabilidad depende de una serie de factores.







Gastos de capital
Ingresos de la venta de energía
Gasto de explotación
Coste de mantenimiento
Pagos al proveedor del calor
Créditos de energía renovable
Incentivos tributarios para producir energía renovable
Hay una serie de variables que deben considerarse para cada proyecto, sin embargo si
el gasto de capital es más bajo, el gasto de explotación y el coste de mantenimiento
son similares, los ingresos de la venta de electricidad son iguales y la eficacia más alta y
los beneficios de las energías renovables son iguales, podrían realizarse más proyectos
utilizando la tecnología compacta de HRS.
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6.2
EJEMPLO TÍPICO DE UNA ESTACIÓN DE 2 COMPRESORES DE GAS DE 15.000 CV
PROYECTO TÍPICO - 9 MWe de 2 x COMPRESORES DE
15.000 CV, 5.250 HORAS DE FUNCIONAMIENTO AL
AÑO
DÓLARES DE EE.
UU.
GASTOS DE CAPITAL
18.000.000
INGRESOS BRUTOS
Venta al por mayor - 9.000 kW a 0,05 $/kWh
2.362.500
Beneficios de la energía limpia - 9.000 kW a 0,03 $/kWh
1.417.500
TOTAL DE INGRESOS BRUTOS
3.780.000
GASTO DE EXPLOTACIÓN
1.250.000
INGRESOS NETOS
2.530.000
AMORTIZACIÓN
10 AÑOS
INGRESOS ANUALES DESPUÉS DE LA AMORTIZACIÓN
2.530.000
Nota: La rentabilidad depende en gran medida de las horas de funcionamiento, la
cantidad de energía producida y del precio de venta de la energía. Las estaciones de
compresión que operan durante más horas serían más rentables, es decir, aquellas que
operan de forma continua podrían amortizarse en un plazo de 4 años.
7 CONCLUSIONES
A partir de la experiencia de HRS en el desarrollo de una tecnología compacta y ligera
específicamente para aplicaciones costa afuera, parece ser que podría haber
beneficios para aplicaciones en tierra. El tamaño más pequeño y el peso más liviano
significan menos materiales y menos materiales quiere decir menos costes. Más
pequeño quiere decir que es posible ofrecer paquetes estándar, fabricados en
condiciones controladas en el taller que pueden someterse a ensayos completos. Las
condiciones en el taller mejoran la productividad y la calidad y los paquetes modulares
significan un plazo de fabricación más rápido, además de menos riesgos en la ubicación
y durante las operaciones.
Todo parece indicar que en lo que a esta aplicación en concreto se refiere habría
beneficios, si bien es incierto si esto mismo podría aplicarse a otros tipos de equipos.
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En cuanto a la reducción de las emisiones, con el gasto de capital más bajo de la
tecnología de HRS parece ser económicamente viable convertir al menos 500 turbinas
de gas en estaciones de compresión a ciclo combinado, lo que contribuiría más de 1% a
las metas de reducción de CO2 de EE.UU.
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