Estudio técnico-económico de la producción de energía eléctrica a partir de turboexpansores instalados en estaciones de regulación de gas natural

Abstract

Este trabajo evalúa técnica y económicamente la implementación de turboexpansores en paralelo a las válvulas de estrangulamiento existentes en estaciones reguladoras de presión de gas natural en Chile, aprovechando la caída de presión que actualmente se disipa sin generar valor energético. Se analizaron dos zonas geográficas: una estación reguladora de una empresa en el norte del país (Empresa A) y la estación reguladora de GasAndes en San Bernardo (reducciones primaria y secundaria de presión). El modelo termodinámico se desarrolló en Excel/VBA, implementando la ecuación cúbica de Peng-Robinson con reglas de mezclado de Van der Waals para una mezcla de 9 componentes, calculando propiedades ideales y residuales de entalpía y entropía. Mediante un proceso iterativo de doble etapa (temperatura isentrópica y temperatura real de salida, con eficiencia isentrópica constante de 75%) se determinó la potencia recuperable en cada escenario, considerando además la formación de hidratos como restricción operacional mediante el modelo empírico de Motiee. Se evaluaron sistemas con y sin precalentamiento del gas, y su factibilidad económica mediante indicadores como el VAN, TIR y Payback bajo el método Peters-Timmerhaus para CAPEX/OPEX. Los resultados muestran que la razón de presión de entrada/salida, más que la caída absoluta de presión, determina la potencia recuperable, siendo la reducción secundaria de GasAndes la más favorable económicamente (VAN de 18,6 [M USD], TIR de 14%, Payback de 10 años, sin precalentamiento). Los sistemas sin precalentamiento resultan más rentables al inyectar toda la energía generada a la red, aunque son más sensibles a variaciones en la composición del gas. En el caso particular de GasAndes Secundaria, además, (...). This work evaluates the technical and economic feasibility of implementing turboexpanders in parallel with the existing throttling valves at natural gas pressure regulation stations in Chile, taking advantage of the pressure drop that is currently dissipated without generating any energy value. Two geographical areas were analyzed: a pressure regulation station belonging to a thermoelectric company in the north of the country and the GasAndes pressure regulation station in San Bernardo (primary and secondary pressure reductions). The thermodynamic model was developed in Excel/VBA by implementing the Peng–Robinson cubic equation of state with Van der Waals mixing rules for a 9-component gas mixture, calculating both ideal and residual enthalpy and entropy properties. Through a two-stage iterative process (isentropic outlet temperature followed by the actual outlet temperature, assuming a constant isentropic efficiency of 75%), the recoverable power was determined for each scenario. Hydrate formation was also considered as an operational constraint using the empirical Motiee model. Systems with and without gas preheating were evaluated, together with their economic feasibility through indicators such as Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), and Payback, using the Peters–Timmerhaus method for CAPEX and OPEX estimation. The results show that the inlet-to-outlet pressure ratio, rather than the absolute pressure drop, determines the recoverable power, with the secondary pressure reduction at GasAndes being the most economically favorable scenario (NPV of USD 18.6 million, IRR of 14%, and a 10-year Payback Period, without preheating). Systems without preheating are more profitable when all generated energy is fed into the grid, although they are more sensitive to variations in gas composition. In the specific case of the GasAndes secondary reduction, (...).