EFICIENCIA ENERGÉTICA EN REFINERÍAS DE PETRÓLEO.
UNA MIRADA A LOS ESFUERZOS Y ACCIONES LLEVADAS A CABO POR LA INDUSTRIA DE LA REFINACIÓN A NIVEL INTERNACIONAL Y REGIONAL


Marysol Materán Sánchez

Ingeniero Químico de la Universidad Simón Bolívar, Venezuela y Master en Administración de la Energía y Fuentes Renovables (TEC Monterrey, México). Consultora, experta en la cadena de valor de los hidrocarburos, desde la producción de petróleo, su refinación, hasta su valorización económica y comercialización. Auditor interno de Sistemas de Gestión de Energía ISO 50001- Certificado N°19953. marysolmateran@gmail.com

Recibido: 14/05/2018 y Aceptado: 18/09/2018

ENERLAC. Volumen II. Número 2. Diciembre, 2018 (72-105).

REFINACIÓN DE PETRÓLEO - UNA MIRADA AL PROCESO GENERAL

Una refinería es una instalación industrial que permite convertir, usando diferentes procesos de separación y conversión, el petróleo crudo en productos derivados que luego serán comercializados y que cumplen una función importante en el día a día de la sociedad moderna. Algunos de los usos más comunes son: combustibles para la cocción (GLP), para el transporte (gasolina, diésel, GNL), para la calefacción (diésel / heating oil), el asfalto para la pavimentación de calles y autopistas, los lubricantes de motores, los combustibles usados para la generación de electricidad en termoeléctricas (gas natural, diésel, fuel oil) y las bases para petroquímica, entre otros. La refinación es una industria que requiere mantener su operación de manera continua, los 365 días del año y las 24 horas del día, para ello es necesario contar con un gran número de empleados, automatización, sistemas de seguridad y almacenamiento.

La refinación transforma el petróleo crudo en varios componentes, que son reconfigurados de manera selectiva en nuevos productos, a través de procesos químicos y físicos, en muchos casos de alta complejidad y costo, siendo tecnologías licenciadas² gran parte de los procesos utilizados. De manera general, todas las refinerías cumplen con tres pasos básicos: Separación, Conversión y Tratamiento.

El primer paso en una refinería, después de desalar y deshidratar el crudo, es su separación en numerosas fracciones a través de la destilación, para ello es necesario antes precalentar y vaporizar el crudo en un horno a alta temperatura y posteriormente los líquidos y vapores resultantes son descargados en la unidad de destilación. Dentro de la unidad de destilación de crudo (CDU) estos vapores y líquidos se separan en varias fracciones, de acuerdo a su peso molecular y punto de ebullición. Las fracciones más livianas, incluyendo el gas licuado del petróleo (LPG) y las naftas ya vaporizadas se dirigen de manera natural a la parte superior de la columna, donde condensan y regresan al estado líquido. Las fracciones medias, incluyen kerosene y destilados, permanecen en la mitad de la torre de destilación y los líquidos más pesados, llamados gas oils, se separan más abajo, mientras que las fracciones más pesadas, residuos, con las más altas temperaturas de ebullición se mantienen al fondo de la torre. Por lo general, las fracciones más pesadas pasan a un paso de separación adicional, llamado destilación al vacío (VDU).

Después de la etapa de separación, las fracciones más pesadas y de menor valor pueden ser procesadas para convertirlas en fracciones más livianas y de mayor valor, a través de procesos de conversión. Entre los métodos de conversión existentes, uno de los más usado es el denominado Craqueo Catalítico (FCC, por sus siglas en inglés) y consiste en usar calor, presión y catalizadores para romper (crack) las moléculas de hidrocarburos pesadas en otras más livianas. Otro método, es el hidrocraqueo, que además de las variables anteriormente mencionadas, incorpora hidrógeno al proceso, para lograr la transformación de los componentes pesados a unos más livianos.

Además del craqueo existen otras formas de conversión en las refinerías, que más que realizar rompimientos, re-arreglan las moléculas de hidrocarburos, para darles más valor. La alquilación, por ejemplo, es un proceso que permite la producción de Alquilato, un excelente componente de la gasolina con un alto valor de octanaje, una especificación clave de este producto. Otro proceso de conversión muy importante en una refinería es el reformador (reforming), que usa calor, presión moderada y un catalizador para convertir la nafta, una fracción ligera de relativo bajo valor, en un componente de alto octano, muy importante en la mezcla de gasolinas, conocido como Reformado.

Con el objeto de obtener el mayor valor de las fracciones pesadas del crudo, existe procesos de alta conversión o conversión profunda que permiten transformar el residuo de la unidad de destilación al vacío en productos más valiosos. Uno de los procesos de conversión profunda más utilizados a nivel internacional es la Unidad Coquificación Retardada (DCU, por sus siglas en inglés), el cual consiste en una unidad de craqueo térmico usada para mejorar y convertir el residuo de petróleo en productos líquidos más livianos y gaseosos, obteniéndose como subproducto un material de carbón concentrado y sólido, denominado coque de petróleo (petroleum coke, petcoke). Otra tecnología de conversión profunda es conocida como H-OIL, un proceso de hidrocraqueo, que usa hidrógeno, altas temperaturas y presión, permitiendo convertir los residuos de la destilación en productos más livianos.

Seguidamente, los diferentes productos obtenidos en las plantas, deben pasar por procesos de tratamiento que permiten que los mismos cumplan con las especificaciones de calidad (azufre, metales, viscosidad etc.) requeridas a nivel nacional y/o internacional. Algunos de los procesos de tratamiento más usados son: desulfurizadores, hidrotratadores, unidades merox, entre otros. Por último, el proceso de mezclado es una etapa clave para la obtención de los productos finales a comercializar, a partir de la mezcla de componentes obtenidos por las diferentes plantas de la refinería. Un ejemplo lo constituye la gasolina, una mezcla de nafta de alto octano, aquilato reformado, entre otros, en una proporción específica, dependiendo de las especificaciones del mercado (RVP, octano, entre otros).

Figura 1. Principales procesos de la refinación de petróleo

Una herramienta muy ilustrativa para conocer de manera general los procesos de refinación más usados, es un excelente video preparado por la empresa argentina de energía, YPF, (Yacimientos Petrolíferos Fiscales S. A.), al que puedes acceder dando click en Ver Video.


CONFIGURACIÓN DE LAS REFINERÍAS

Existen diferentes tipos de configuración de una refinería, y su complejidad dependerá del tipo de unidades de conversión que disponga, en general existen cuatro tipos de refinerías y su complejidad aumenta en cada tipo, tal como se muestra a continuación:

Topping – se considera de esta manera a las que sólo disponen de capacidad de destilación (CDU y VDU).

Hydroskimming – aquellas que además de la unidad de destilación dispone de un Reformador (reformer, en inglés)

Conversión Simple (Cracking) – es una refinería que además de las unidades de destilación y el reformador, dispone de una unidad de craqueo, este proceso puede ser catalítico (FCC), como se mencionó anteriormente, orientando a la producción de gasolinas, o de hidrocraqueo (hydrocraking) orientado a la producción de diésel.

Conversión Profunda (Coking) – una refinería con conversión profunda es aquella que además de poseer todas las anteriores unidades, tiene instalada una unidad de coquificación retardada (DCU) o de hidrocraqueo de residuo (H-OIL), que le permitirá convertir el combustible pesado residual de la destilación al vacío en hidrocarburos más livianos y de mayor valor económico.

El que una refinería requiera tener una menor o mayor complejidad, depende de varios factores, entre ellos:

• Alimentación de la refinería, es decir el tipo de crudo o mezcla de crudos que serán alimentados a la unidad de destilación de la refinería. Un crudo más pesado³ requerirá de mayores procesos de conversión para poder obtener de él su máximo potencial en productos de mayor valor en el mercado. Por ejemplo, un crudo como el Maya, de México, de 21-22 grados API y 3.4%S (PEMEX, 2014) requerirá mayor procesamiento para poder obtener la mayor cantidad de gasolinas y destilados de él, que un crudo como el South Blend, de Colombia, de 28.6 API y 0.72%S (ECOPETROL, 2014), o el West Texas Intermediate de EEUU, de 40.8 API y 0.34% S (OIL&GAS JOURNAL, 1994). Es decir, las características físico químicas de un crudo y en general su calidad, nos da una indicación del nivel de complejidad en los procesos que requerirá para su transformación en productos livianos y de alto valor en el mercado.

Para conocer las características de un crudo y sus potenciales rendimientos en productos tras la destilación primaria, se realiza una evaluación química de los crudos en laboratorios especializados, como resultado de esta evaluación se obtiene el ensayo o assay del crudo. En el caso del Maya, a partir de su assay es posible identificar que el 36.9 % del crudo es residuo, con un 5.3% de azufre (OIL&GAS JOURNAL, 2000). Esto indica a priori que, por cada 100 barriles de crudo Maya procesado, se obtendrían 36.9 barriles de residuo pesado y será necesario unidades de conversión profunda para poder obtener el máximo valor de este crudo. Por su puesto, para la determinación exacta de que procesos y que capacidad será necesaria para la óptima refinación del crudo, es necesario realizar estudios especializados de optimización lineal de las diferentes configuraciones posibles de la refinería y la simulación de las diferentes tecnologías de refinación.

• Rendimientos deseados de la refinería: al diseñar por primera vez una refinería es importante analizar e identificar el set o conjunto de rendimientos deseados para la refinería, considerando la demanda interna del país, y las proyecciones futuras de las mismas. Si la refinería será diseñada para producir productos para exportación, es importante identificar los productos requeridos por los mercados naturales, por su cercanía u otras razones, estratégicas o económicas. Es decir, es necesario analizar quienes serán los potenciales clientes de la refinería (internos y externos), sus necesidades de abastecimiento y las especificaciones de calidad de sus productos. Esto es parte de la etapa de la visualización del proyecto.

Este mismo proceso es necesario realizarlo cuando se evalué realizar un mejoramiento o repotenciación de instalaciones existentes en una refinería, de manera que las nuevas inversiones estén atadas a una necesidad real del mercado, cumpliendo con sus necesidades volumétricas y de especificación de calidad.

Un problema muy frecuente en América Latina es que existe un desajuste entre la configuración de la refinería y la demanda de productos de su mercado interno, tanto en volumen como en calidad, esto conlleva a que la refinería no pueda operar de manera óptima, es por ello que es altamente recomendable llevar a cabo un proceso periódico de estudio del mercado y de nuevas tecnologías y procesos, alineado con el análisis prospectivo oficial del sector energético de cada país, de manera de que las refinerías sean diseñadas considerando la planificación estratégica de la demanda energética de sus países en los próximos 25-30 años y además permanezcan en un proceso de mejora continua.

• Presupuesto: El diseño e instalación de un complejo refinador es una inversión de alto costo, incluso las inversiones de mejoramientos de unidades y remplazo. Para Latinoamérica, en particular, los costos de capital (CAPEX) son muy altos, en general, el diseño de una refinería en Sur América implica un 10 a 20% más en costos que en la costa del golfo de EEUU (USGC) (Arthur D. Little, 2017).

Como ejemplo, en Ecuador, de acuerdo a datos oficiales, el proyecto de la nueva refinería del Pacífico, presupuestaba alrededor de 13.000 millones de dólares (Presidencia de la República de Ecuador, 2016). Como una referencia, las reservas internacionales de Ecuador para diciembre 2017 sumaron 2.450 millones de dólares (Banco Central del Ecuador, 2018), es decir la inversión en esta nueva refinería representaría más de 5 veces las reservas internacionales del Ecuador a esa fecha.

En las últimas dos décadas varios proyectos grandes de refinación han sido anunciados en América Latina, sin embargo, sólo unos pocos se han completado. Los proyectos no sólo compiten con otros, pero también internamente para ganar apoyo político y financiamiento. Obtener financiamiento es un hito clave para estos proyectos, pero muchos no logran obtenerlo. (Arthur D. Little, 2017).


LA INDUSTRIA DE LA REFINACIÓN EN AMÉRICA LATINA

La capacidad total de refinación en América Latina es de 7,8 millones de barriles diarios (Mbd) (BP, 2017). Los tres países con más capacidad de refinación son: Brasil con una capacidad de procesar aproximadamente 2,3 Mbd, seguido de México con 1,5 Mbd y Venezuela con 1,3 Mbd.

Figura 2. Capacidad de refinación en América Latina (Mbd)

Fuente: Datos (BP, 2017), gráfica elaboración propia

Por su parte, la capacidad de refinación mundial es de 97,4 Mbd, contribuyendo América Latina y el Caribe con 8 % de este total de capacidad de refinación mundial.

Figura 3. Capacidad de refinación mundial

Como se mencionó anteriormente, una de las principales dificultades que afronta la industria de la refinación en la región en la actualidad es que la producción de sus refinerías no coincide con la demanda de combustibles, ocasionando déficits de productos en el mercado interno que deben ser suplidos con importación.

Tal como mencionó la consultora Arthur D. Little en el estudio realizado en el 2017 para la sexta conferencia de Refinadores Latinoamericanos y Líderes Petroquímicos (LARTC), Latinoamérica, en general, experimentará fuertes déficits tanto en diésel como gasolinas para el 2020, se espera una importación neta de 860 kbd y 910 kbd de diésel y gasolina respectivamente. Los principales déficits en diésel se ubicarán en Brasil, América Central, Chile, mientras en México y América Central serán en gasolina (Arthur D. Little, 2017).

La razón de este déficit es que la configuración de las refinerías de la región no ha evolucionado lo suficiente y no está alineada con la necesidad de productos del mercado interno de sus países, en volumen y en calidad. Más de la mitad de las refinerías de América Latina se clasifican en el tipo de configuración “topping” o “Hydroskimming” y solo cerca del 20% de ellas presentan una configuración de “conversión profunda” (Arthur D. Little, 2017). Las refinerías de América Latina se han quedado atrás al compararse con refinerías en EE. UU. y Canadá en términos de capacidad de mejoramiento de las fracciones más pesadas del crudo, así como de plantas para producir gasolina de alta calidad y de capacidad de desulfuración de los productos refinados, y esto es un tema clave considerando que la calidad de crudo disponible en América Latina, es en su mayoría pesado y con un alto contenido de azufre. Particularmente en los procesos de mejora, las refinerías de América Latina requieren invertir en una mayor capacidad
de conversión profunda (DCU ó H-OIL), hidrocraqueo (HC) y craqueo catalítico (FCC). En la figura 4 se evidencia que, por cada 100 bpd de capacidad de destilación atmosférica, hay en promedio sólo 33 bpd de capacidad de mejora, mientras que el promedio de Estados Unidos y Canadá es 70% más alto (56 bpd).

Figura 4. Comparación de la configuración de las refinerías a nivel internacional

A fin de avanzar hacia un manejo más eficiente de la industria de la refinación a nivel regional, es importante realizar las inversiones necesarias para alinear la producción de las refinerías a las necesidades volumétricas y de calidad del mercado interno de cada país y también de los posibles intercambios a nivel regional. Una gestión eficiente energéticamente de la industria petrolera nacional, no solamente involucra, la eficiencia de sus operaciones y la aplicación continua de medidas que conduzcan a ahorros significativos de energía. Sino que debe también involucrar la planificación de las inversiones y operaciones de las mismas, desde un punto de vista global, enfocadas en poder autoabastecer su mercado interno. En la medida que el sistema de refinerías de un país sea autosuficiente para abastecer la demanda interna de combustibles, sin requerir la importación de combustible foráneo, estará contribuyendo, en cierta medida, a la disminución de la demanda mundial de combustibles pesados (menos uso de transporte marítimo, buques), favoreciendo también a la disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). No en todos los casos, los países pueden pensar en estas inversiones de manera individual, pero allí existe, sin duda, un potencial muy importante para la visión de integración regional, donde, por ejemplo, se pudiesen llegar a acuerdos de inversión subregionales: Caribe, Centroamérica y Suramérica.


SISTEMA DE GESTIÓN DE LA ENERGÍA – ISO 50001

Antes de presentar las oportunidades específicas de eficiencia energética en la industria de la refinación, es importante resaltar los beneficios que puede brindar que estas sean implementadas no de manera aislada, sino que formen parte de un Sistema de Gestión de Energía (SGEn) de la organización.

El contar con un sistema de gestión energética permitirá a la refinería ir más allá de tener un plan de ahorro de energía, ya que dispondrá de toda una metodología de trabajo sistemática, que le permitirá garantizar su mejoramiento continuo en el uso eficiente de la energía.

Una de las mejores formas en las que una organización puede implementar de forma coherente, sistemática y homogénea un Sistema Gestión de Energía es hacerlo bajo un estándar de referencia, en este caso, la norma ISO 50001.

En el año 2011, la Organización Internacional para la Estandarización, ISO por sus siglas en inglés, publicó la normativa internacional ISO 50001, que tiene como objetivo establecer una estructura de trabajo que permita a las organizaciones (ISO, 2011):

• Desarrollar una política para un uso más eficiente de la energía.

• Establecer metas y objetivos para cumplir con la política.

• Usar data para entender mejor y tomar decisiones sobre el uso de la energía.

• Medir los resultados.

• Revisar el buen funcionamiento de la política energética

• Mejora continua de la gestión de la energía

La norma ISO 50001:2011 establece los requisitos que una organización debe cumplir para lograr que su SGEn sea eficaz en el uso eficiente y sostenible de la energía, estos requisitos son pautas que fomentan el establecimiento de objetivos de eficiencia energética coherentes y alcanzables y está basada en la estrategia de mejora continua, llamada Ciclo de Deming o metodología PVHA, muy usada en otros de sistemas de gestión de calidad (SGC) o sistema de gestión de la seguridad en la información (SGSI).

Tabla 1. Metodología PHVA ISO 50001

Antes de iniciar la implantación de un SGEn es vital contar con el compromiso de la alta dirección de la empresa, ya que esta cumplirá un rol fundamental para que el proceso de implantación pueda llevarse de manera exitosa, no sólo por su responsabilidad en garantizar la disposición de recursos para establecer, implementar, mantener y mejorar el SGEn, sino además porque la dirección deberá estar involucrada en la revisión de manera periódica del SGEn implantado con el fin de que pueda asegurarse de su conveniencia, adecuación y eficacia continua, tal como lo establece la norma ISO 50001, en uno de sus requisitos.

Una vez que la dirección ha asumido el compromiso y ha decidido implantar un SGEn, es importante:

I. Establecer una política energética apropiada, que impulse la implementación y mejora del sistema de gestión energética de la organización y refleje el compromiso de la alta dirección con respecto a la gestión de la energía. La política debe ser una declaración oficial del compromiso de toda la organización, por alcanzar los objetivos en términos de energía y reducir las emisiones y otros impactos relacionados con la misma.

II. Realizar una Planificación Energética, acorde con la política energética y que promuevan actividades que garanticen la mejora continua del desempeño energético de la organización. Los aspectos más importantes de este proceso de planificación energética son:

• Identificar los requisitos legales aplicables de carácter energético que la organización debe cumplir.

• Realizar una revisión energética, que consiste en analizar el uso y consumo de energía basándose en mediciones, de manera de identificar los usos significativos de energía en el desarrollo de sus actividades y las oportunidades de mejora, las cuales deben ser priorizadas y registradas.

• Establecer una línea base energética, que servirá de referencia para medir los cambios en el desempeño energético, basada en la información proporcionada por la revisión energética. La línea base energética es una “fotografía” de la situación actual del desempeño energético de la empresa, antes de la implantación del SGEn.

• Establecer indicadores de desempeño energético: para realizar el correcto seguimiento y medición del desempeño energético. Estos deben ser claros, comprensibles y fácilmente medibles.

• Definir objetivos energéticos, metas energéticas y planes de acción para la gestión de la energía, siendo estos específicos y medibles y acordes con la política energética.

III. Implementación y Operación del SGEn

Para llevar a cabo la implantación de un SGEn, es vital asignar las responsabilidades para todas las áreas de la organización. Es importante tomar en cuenta que el SGEn no debe apartarse de la estructura general de la organización, sino que debe integrarse en ella.

Asimismo, se debe asegurar la competencia técnica, formación y toma de conciencia de toda la organización sobre el sistema de gestión de energía que se está implantando. Es importante mantener una continua comunicación interna y externa sobre temas relacionados con la energía y el uso eficiente de la misma, de esta manera se estará fomentando un mayor compromiso de todos los colaboradores de la empresa, dentro y fuera de ella, con los beneficios que brindará un manejo más eficiente y responsable de la energía.

Otro de los requisitos de la ISO 50001 es que exista una cultura eficiente de documentación y control de registros dentro de la organización, pues contar con ella es clave para conseguir el éxito en la implantación y operación del SGEn.

Algunos de los documentos básicos de un SGEn son:

• Manual del SGEn: Debe describir la organización y su actividad, alcance del sis-tema, normas y documentación de referencia, términos y definiciones de interés, política energética y descripción del SGEn.

• Procedimientos de trabajo: establecen el objeto y el alcance de un proceso y explican de modo detallado la forma de llevarlo a cabo.

• Instrucciones en trabajo: se desarrollan a partir de los procedimientos, para clarificar o detallar en mayor grado la forma de realizar una actividad.

• Formatos: son formularios o tablas que se van utilizando con el desarrollo de las actividades, conforme a lo establecido en los procedimientos e instrucciones. Su diseño debe permitir reflejar d manera rápida una serie de datos y resultados.

• Registros: son documentos que presentan los resultados obtenidos o proporcionan evidencia de actividades desempeñadas.

En la etapa de operación, es importante que la organización identifique y planifique aquellas operaciones y actividades de mantenimiento que estén asociadas al uso significativo de la energía, luego se debe definir y consensuar con las partes involucradas: modos de trabajo, parámetros o elementos a controlar, valores o criterios de aceptación o rechazo, frecuencia de control y responsabilidades.

Dentro de las actividades de control operacional es muy importante tomar en consideración los siguientes aspectos:

• Establecer planes de operación y mantenimiento para las unidades de proceso, servicios auxiliares, maquinaría, equipos e instalaciones.

• Descripción de los intervalos de servicios de los equipos, incluyendo aquellos que cuentan con servicios de atención postventa.

• Identificación del departamento / personal responsable de la operación y mantenimiento de los equipos.

• Establecer los calendarios para la inspección de los equipos y realizar la descripción de cómo se realiza dicha inspección.

• Es importante que al diseñar cualquier equipo, planta, instalación o edificio nuevo o modificado que tenga un impacto potencial en los aspectos energéticos, se tomen en cuenta alternativas de eficiencia energética, esto incluye el diseño de nuevas líneas de producción, servicios auxiliares, etc.

• En cuanto a las compras y adquisiciones es recomendable contar con una política de compra, que tome en consideración el consumo energético cuando se toman decisiones de equipos, maquinarias, materias primas y servicios, realizando un análisis del costo del ciclo de vida de los equipos.

Estos procedimientos de compras deberían aplicar a todas las partes, en lo posible, incluyendo contratistas, consultores, compañías de servicios.

• Es importante que los procedimientos de trabajo dentro de la organización cuenten con instrucciones que les permitan a los trabajadores identificar fácilmente que acciones pueden realizar en beneficio del ahorro energético en sus actividades diarias

IV. Verificación

La etapa de verificación consta de 3 sub-etapas claves para el logro exitoso de la implantación y operación del SGEn:

a) Seguimiento, medición y análisis.

El primer paso es decidir cuales operaciones son susceptibles de ser objeto de seguimiento y medición. Una vez identificadas es importante preparar un procedimiento de seguimiento y medición para cada una de estas operaciones.

Estos procedimientos deben contener información sobre:

• Puntos de medición y registro.

• Frecuencia de las medidas.

• Métodos de medición.

• Parámetros a controlar.

• Calibrado y mantenimiento de los equipos de medida.

• Tratamiento de los datos obtenidos.

• Responsables de la ejecución.

• Metodología para el registro de los datos.

• Cálculo del consumo energético.

Generalmente el seguimiento del consumo energético se realiza a través de indicadores de desempeño como: kWh por unidad de producción o kWh por m2 de superficie. Las principales actividades involucradas en esta etapa son:

• Seguimiento y registro continúo del consumo energético de las operaciones.

• Resumen del consumo energético significativo en forma de cifras claves.

• Comparación entre consumo energético real y esperado.

• Registro de las desviaciones del consumo energético esperado, sus causas y posibles soluciones.

• Calibración de equipos y elementos de medida.

• Elaboración de planes de calibración y mantenimiento de los equipos de control.

• Registro de la ejecución de calibración y mantenimiento de equipos.


b) Definición de las medidas correctivas y preventivas.

La ISO 50001 establece que cuando el desempeño energético que presenta la organización se aparta del que estaba planificado por ella, se ha producido una no conformidad. Es importante que la organización sepa identificar, investigar y solucionar estas no conformidades, llevando a cabo acciones encaminadas a la prevención (acciones preventivas) y corrección (acciones correctivas) de las mismas.

De la misma manera, cualquier desviación de los procedimientos y directrices establecidas en el SGEn de la organización debe considerarse igualmente una no conformidad. Algunos ejemplos podrían ser: incumplimiento del establecimiento de objetivos y metas energéticos, incumplimiento de la asignación de responsabilidades en el SGEn.

Detectar y solucionar oportunamente las no conformidades tanto en el desempeño energético como en la implantación del Sistema de Gestión de Energía, permitirá la mejora continua de su gestión energética y finalmente poder certificar internacionalmente su SGEn.

c) Auditoría interna.

Las auditorías internas al SGEn de las organizaciones, es un requisito establecido por la norma ISO 50001 para que las empresas puedan evaluar por si mismas el grado de cumplimiento de su sistema y establecer medidas correctivas, antes de someterse a una auditoría externa. Sus objetivos fundamentales son: comprobar que el SGEn cumple con la política, objetivos y metas energéticas, así como con el programa de gestión energética, comprobar que el sistema auditado se ha implantado y mantenido correctamente y comprobar que el SGEn cumple con las obligaciones legales pertinentes.

A través de las auditorías internas, la organización detecta no conformidades, identifica oportunidades de mejora, proporciona la sensibilización del personal sobre la importancia del ahorro energético y de su papel en el compromiso asumido por la organización en relación al desempeño energético.

Es importante que la organización establezca un plan para realizar auditorías internas a su SGEn de manera periódica, no es necesario que cada auditoria cubra el sistema completo, siempre y cuando el programa garantice que el conjunto de auditorías planificadas cubra todo el alcance del sistema. El SGEn debe ser revisado y auditado mínimo anualmente y sus resultados deben documentarse y comunicarse a la más alta dirección.

Las auditorías internas pueden ser realizada por personal interno de la organización, que tenga las competencias para actuar como auditor interno de SGEn, o por personal especializado ajeno a la organización, que sea contratado para tal fin.

d) Revisión de la Dirección.

Uno de los requisitos de la ISO 50001, es que la alta dirección de la organización realice periódicamente una revisión del SGEn implantado, como una estrategia que conducirá al aseguramiento de la eficacia continua del mismo.

Uno de los insumos fundamentales para directivos de la empresa serán los resultados de las auditorías internas realizada al SGEn. Adicionalmente la alta dirección debe revisar regularmente la política energética de la organización, el desempeño energético de la misma y debe realizar una evaluación del grado de cumplimiento de los objetivos y metas energéticas preestablecidos y del estado de las acciones correctivas y preventivas solicitadas al SGEn luego de las auditorías. De esta manera, el más alto nivel de autoridad de la empresa contará con toda la información necesaria para emitir recomendaciones y avalar los objetivos de desempeño energético para el siguiente período.

Es importante que se documente y registre la información generada por la revisión de la dirección en: actas de reunión, listas de asistencia, documentación entregada e informes de resultados y decisiones tomadas. Todo esto es información que deberá ser presentada por la organización en el momento de querer lograr la acreditación ISO 50001 de su SGEn, a través de una auditoría externa.

Experiencia regional en Sistemas de Gestión de Energía – ISO 50001 (Electricidad, Revista Energética de Chile, 2018)

Chile y México son importantes referentes en América Latina en la implementación de Sistemas de Gestión de Energía en sus empresas petroleras.

En febrero de 2018, la empresa pública petrolera de Chile ENAP certificó a sus cinco divisiones de negocios en Chile, bajo la Norma ISO 50001. En sólo dos años logro registrar ahorros por US$15 millones anuales en mejoras operacionales gracias al sistema de gestión energética. La compañía se puso como tarea estar a la vanguardia en eficiencia energética y acaba de certificar en la norma internacional, Sistema de Gestión de Energía ISO 50001 a: ENAP Refinería Aconcagua, Dirección de Almacenamiento y Oleoductos (DAO), ENAP Refinería Bío Bío, ENAP Magallanes E&P y ENAP Magallanes R&C. (Minería Chilena, 2018)

Es importante destacar que la estrategia de la compañía en este ámbito partió con un convenio firmado en 2014 con el Ministerio de Energía, que dio pie a la creación de una gerencia especializada en gestión energética dentro de la compañía, lo que le abrió la oportunidad de obtener fondos del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y de CAF-Banco de Desarrollo de América Latina, apoyo fundamental para poder suplir los recursos financieros requeridos por el proyecto.

Uno de los aspectos más interesantes que ha sido resaltado por el Gerente de Gestión Energética de ENAP, es que el trabajo implicó una cambio cultural, lo que constituyo todo un desafío para una empresa de 11.500 trabajadores: “Ha sido un proceso donde la clave ha estado en sensibilizar y capacitar a toda la organización, y contar con todo el respaldo de la alta gerencia corporativa y de los gerentes de las Unidades de Negocio, para dar a entender los beneficios que se obtienen por operar un sistema de gestión de energía bajo la Norma ISO 50001” (Minería Chilena, 2018).

Entre las medidas implementadas por la estatal que apoyaron la acreditación internacional de su SGEn están: la instalación de economizadores en las calderas de la planta de suministros de ENAP Refinería Bío Bío, que han permitido reducir el consumo de combustible y las emisiones atmosféricas de forma importante. Mientras que en la Refinería Aconcagua se realizó un proyecto de limpieza robótica en algunos de sus hornos con un ahorro estimado cercanos a US$1,3 millones al año. A ello se suma el proyecto “Recuperación de vapor en Alquilación”, que implicó una serie de ajustes en el compresor de una de sus unidades, para lograr su punto de mayor eficiencia, bajando el consumo de vapor en la turbina. Una vez implementada la modificación, se verificó una reducción promedio de 138 toneladas diarias en el consumo de vapor, equivalente a un ahorro de US$1,5 millones al año. (Electricidad, Revista Energética de Chile, 2018)

Por su parte, la empresa petrolera estatal Mexicana, PEMEX, el 2017, publicó un resumen de las directrices en la implementación de su Sistema de Gestión de Energía con miras a la certificación ISO 50001, enfocándose como objetivo estratégico en la mejora del desempeño energético de las Refinerías del Sistema Nacional de Refinación dado que son las instalaciones que presentan los principales consumos energéticos dentro de Pemex con un consumo aproximado de 36 millones de barriles equivalentes de petróleo anuales. (PEMEX, 2017).

De acuerdo a la información publicada por PEMEX, en el mes de mayo 2017 se realizó una auditoria externa al SGEn por parte de la CONUEE (Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía de México) y se concluyó que el proceso de implantación del SGEn está en un 97%.

Uno de los aportes más significativos de ésta publicación realizada por PEMEX, es lo que han llamado experiencias y las lecciones aprendidas por la organización gracias al proceso de implantación del SGEn, entre las cuales mencionan:

• La utilización de la herramienta de ventanas operativas ha favorecido el seguimiento y control de los equipos significativos en el consumo de energía.

• Se identificó la importancia de contar con la confiabilidad en las mediciones de las variables críticas.

• Se incrementó el grado de conciencia y compromiso de los operadores de la planta en el uso eficiente de la energía.

• Es importante que el personal que realizará las actividades en la primera línea de acción esté convencido de que las iniciativas de eficiencia energética representan una gran oportunidad para disminuir los gases de efecto invernadero y las pérdidas de dinero de la empresa.

• Una vez iniciada la implementación del sistema debe hacerse sistemático para lo cual se requiere mantener el trabajo en equipo y trabajar por objetivos específicos.

• Se requiere mayor difusión e involucramiento del personal técnico y manual en toda la metodología aplicada para determinar la línea base y la terminología basada en la normatividad energética.

• Se requiere llevar estricto seguimiento a los indicadores de desempeño energético en tiempo real.

• Establecer una apropiada capacitación al personal para el manejo de conceptos de energía, asegurar su entendimiento y la relación directa de sus actividades en el reflejo del desempeño energético.

• Se requiere implementar indicadores de desempeño del mantenimiento dado que no se demostró la atención de desviaciones que impiden avanzar en las iniciativas.

Experiencia internacional en Sistemas de Gestión de Energía

A nivel internacional, existen también ejemplos exitosos de instalación y certificación de sistemas de gestión de energía ISO 50001 en empresas petroleras y específicamente en refinerías, entre los cuales se pueden mencionar:

Repsol, en el año 2011 logró certificar el sistema de gestión energética de su Refinería A Coruña, España, convirtiéndose en la primera del mundo en obtener la certificación ISO 50001, contando con un sistema de gestión energética que mejora el control de consumos y costes energéticos, y facilita una implementación ágil de oportunidades de ahorro, contribuyendo por tanto a la reducción de emisiones de CO2 (REPSOL, 2011). Posteriormente en el año 2012, la refinería Puertollano obtuvo igualmente la certificación ISO 50001, permitiendo sistematizar y optimizar el SGEn de la refinería y ha implicado la participación de todas las áreas del complejo, mejorando además su posición competitiva. (REPSOL, 2012). Por último, en el 2014 la refinería de Repsol en Cartagena, España, recibió la certificación internacional ISO 50001 de gestión energética, cerrando un proceso de más de un año en la que toda la organización trabajó para adecuarse a los requisitos de la norma, que centra su atención en el control exhaustivo y sistemático del consumo energético de las instalaciones. Además de la labor de adecuación técnica, la refinería de Repsol en Cartagena desarrolló un gran esfuerzo en formación y concientización de toda la plantilla, llegando a impartirse más de 1.300 horas de formación en la norma ISO 50001 de sistemas de gestión energética a lo largo del pasado año. (Lloyd´s Register, 2014).

En el caso específico de la refinería de Repsol de Cartagena, uno de los objetivos de la compañía era disminuir sus emisiones de CO2 y hasta 2013, gracias a las inversiones y a cambios en las operaciones de las plantas, el complejo industrial había conseguido ahorrar 214.000 toneladas de CO2/año (REPSOL, 2012).

CEPSA, por su parte, en el año 2014 logró certificar ISO 50001 el sistema de gestión de energía de todas sus refinerías en España, el organismo certificador: la Asociación Española de Normalización y Certificación, AENOR, avaló la correcta implantación del nuevo sistema de gestión de recursos energéticos de sus refinerías de Palos de la Frontera, San Roque, Palos y Tenerife. (IPE, 2014).


OPORTUNIDADES DE EFICIENCIA ENERGÉTICA EN LA INDUSTRIA DE LA REFINACIÓN DE PETRÓLEO

La refinación es una industria con un consumo intensivo de energía, muchos de sus procesos requieren de muy altas temperaturas y alta presión. En general, el consumo de energía de las refinerías viene dado en forma de: combustible, vapor y electricidad y varía de refinería en refinería dependiendo de muchos factores, entre ellos:

• Dieta de la refinería: tipo(s) de crudo (s) que son alimentados a la refinería.

• Los rendimientos de la refinería: volumen de productos que son generados.

• Capacidad volumétrica de la refinería.

• Nivel de complejidad de la refinería y tecnologías usadas.

• Prácticas generales de operación. • Antigüedad de la refinería.

En febrero de 2015, ENERGY STAR, un programa respaldado por el gobierno de los Estados Unidos, que ayuda a las empresas a proteger el medioambiente a través de la eficiencia energética y dirigido por la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (US EPA), publicó los resultados de una investigación realizada sobre las oportunidades de eficiencia energética disponibles para las refinerías de petróleo, con el “objetivo de ayudar a la industria a mejorar su competitividad a través de una mayor eficiencia energética y un menor impacto ambiental”. (Energy Star, 2015). La guía de 165 páginas, recoge experiencias de medidas de eficiencia energética costo efectivas implementadas en refinerías en Estados Unidos y Europa, de- mostrando que existen oportunidades, técnica y económicamente factibles, para reducir el consumo de energía de las refinerías de petróleo, sin comprometer de ningún modo, la calidad de los productos generados.

En esta sección del artículo se presentan las principales oportunidades de eficiencia energética encontradas por la ENERGY STAR, y han sido complementadas con información adicional encontrada en publicaciones especializadas sobre este tema, esperando que pueda servir de guía para los especialistas de gestión energética de la industria de la refinación en América Latina.


RECUPERACIÓN DE LA ENERGÍA

Recuperación del venteo y quema de gas

La quema de gas (flaring) es una medida de seguridad que evita sobrepresiones en las instalaciones petroleras y con ellos accidentes que puedan poner en riesgo la vida de las personas, así como la integridad de facilidades y equipos. Sin embargo, en ocasiones y debido a limitaciones técnicas, económicas o regulatorias, en instalaciones de producción petrolera y en refinerías, parte de la producción de gas es quemado, estas últimas son denominadas “quemas rutinarias” (routine flaring), contribuyendo de manera importante a las emisiones de CO₂ y a su vez, conlleva al desperdicio económico de un combustible, que pudiese ser aprovechado.

En la actualidad se ha demostrado que existen muchas alternativas factibles, desde el punto de vista técnico y económico, para alcanzar la minimización de la quema de gas en refinerías, pero para determinar estas vías es necesario realizar una evaluación exhaustiva de las plantas, especialmente aquellas que producen flare gas o gas de quema, y realizar un minucioso monitoreo del flujo y composición de los gases, así como una investigación de las posibilidades de reusar estos gases dentro de la mismas instalaciones.

Un gran número de plantas dentro de la refinería pueden verse beneficiadas con la implementación de un sistema de recuperación de quema y venteo de gas, entre ellas: la unidad de destilación de crudo atmosférica (CDU), el reformador catalítico, la unidad de craqueo catalítico fluidizado (FCC), la unidad de Hidrocraqueo (HC), la unidad de coquificación retardada (DCU), el Visbreaker y las unidades de servicios.

Algunos ejemplos de refinerías que han aplicado alternativas exitosas de recuperación de gas de quema y venteo son:

• En Tabriz Petroleum Refinery en Irán, 630 Kg/h de flare gas, es comprimido y retornado al cabezal de gas de combustión, con una inversión de capital de $0.7 millones y un periodo de retorno de capital (payback) de 20 meses aproximadamente, y con un 85% de reducción de sus emisiones. (Zadakbar, Vatani, & Karimpour, 2008)

• En Valero Houston Refinery, Estados Unidos, una evaluación revelo que la instalación de un compresor y equipo asociado para recuperar flare gas de 3 sistemas de quema de gas existentes, ahorraría 130.000 MMBtu/año. Se espera que la recuperación de gas de quema en esta refinería resulte en un ahorro de $420.000 con un periodo de retorno de la inversión de 2.4 años. (Energy Star, 2015)

• La instalación en 2001 de dos sistemas de recuperación de gas en Lion Oil Refinery en el Dorado, Arkansas, Estados Unidos, ha reducido los niveles de quema de gas prácticamente a cero. La refinería sólo emplea quema de gas en emergencias, cuando la cantidad total de gas puede exceder la capacidad de la unidad de recuperación. El gas recuperado es comprimido y usado en el sistema de gas combustible de la refinería. No fueron suministrados datos de payback o ahorros en este caso. (Energy Star, 2015)

Como dato adicional, John Zink Hamworthy Combustion, una de las compañías más importantes que genera tecnologías limpias de combustión en los Estados Unidos, ha señalado en un artículo presentado en la Conferencia Nacional de la Asociación de Refinadores de Petróleo de Estados Unidos (NPRA), que en la mayoría de los proyectos de recuperación de gas de quema y venteo, el payback o tiempo de retorno de las inversiones, es menor a dos años. (Blanton , 2010)

En la actualidad, iniciativas como la del Banco Mundial, “Zero Routine Flaring by 2030” (Cero Quema Rutinaria para el 2030), que congrega a gobiernos, compañías petroleras e instituciones de desarrollo, que han acordado cooperar para eliminar la quema rutinaria en instalaciones petroleras antes del 2030, brindan una gran oportunidad para incentivar proyectos que busquen la disminución de gas de quema en la industria, abriendo puertas a financiamiento a proyectos que apalanquen esta iniciativa.

De manera particular, en América Latina, la Organización Latinoamericana de la energía, OLADE, ha expresado su apoyo a esta iniciativa del Banco Mundial, uniendo esfuerzos para eliminar la quema y venteo de gas, concientizando y brindando asistencia técnica a los países miembros que así lo requieran y animándolos a unirse a la iniciativa.

Existen numerosas ventajas y beneficios que se pueden obtener de los proyectos de recuperación de gas de quema y venteo. En muchas ocasiones este gas puede ser usado como insumo en plantas y procesos, o como combustible en motores a gas o en turbinas para generación eléctrica. También es importante mencionar que, desde un punto de vista social, puede ayudar a mejorar las relaciones con las comunidades aledañas, que se pueden sentir afectadas por la cantidad de gas que ven quemar de manera constante en las instalaciones.

Recuperación de potencia

Muchos de los procesos en una refinería operan a altas presiones, brindando una oportunidad para recuperación de energía a partir de la presión en el Flue Gas (gas de chimenea) que proviene generalmente de cámaras de combustión, hornos, calderas o generadores de vapor y que sale a la atmosfera a través de un ducto o una tubería (flue, en inglés).

De acuerdo a la investigación realizada por el programa Energy Star (Energy Star, 2015) la principal aplicación de recuperación de potencia en una refinería de petróleo se encuentra en la unidad de craqueo catalítico fluidizado (FCC). Sin embargo, la recuperación de energía también puede ser aplicada a la unidad de hidrocraqueo u otros equipos trabajando a presiones elevadas

Los FCC modernos usan una turbina de recuperación o turbo expander para recuperar energía a través de la presión, y la energía recuperada puede ser usada para para impulsar el compresor del FCC o para generar electricidad. Hay mucha experiencia con aplicaciones de turbinas para recuperación de energía en FCC. En el mercado se pueden encontrar varios diseños, y los nuevos diseños tienden a hacer más eficientes en recuperación de energía. Las turbinas de recuperación son suministradas por un pequeño número de empresas a nivel mundial, incluyendo GE Power Systems.

Son muchos los ejemplos de refinerías en Estados Unidos y alrededor del mundo que han instalado turbinas de recuperación en sus FCC. Valero Energy Group, la empresa de refinación más grande de Estados Unidos (2.180.300 MBD) (EIA, 2017) ha mejorado los turbos expansores en 3 de sus refinerías más importantes. Por su parte, en 1998 PetroCanadá remplazó su viejo turbo expansor con uno más eficiente, ahorrando alrededor de 18 TBtu anualmente. (Energy Star, 2015)

Las turbinas de recuperación de energía también pueden ser aplicadas en Hidrocraqueadores. La potencia puede ser recuperada de la diferencia de presión entre los reactores y las diferentes etapas de fraccionamiento del proceso. En 1993, la refinería de TOTAL en Vlissingen, en Holanda instaló una turbina de recuperación de potencia de 910 kW en su unidad Hidrocraqueo (45.653 bpd). La turbina de recuperación de energía produce cerca de 7.3 millones de kWh/año. La inversión fue igual a $1.2 millones de dólares ($1993), lo que resultó en un periodo de recuperación (payback) de 2.5 años. (Energy Star, 2015)

Generación y Distribución de Vapor

El vapor comprende aproximadamente el 30% de todo el uso de energía en las refinerías de los Estados Unidos (Energy Star, 2015), y en general, en todas las refinerías a nivel mundial, el vapor es una de las fuentes de energía más importantes.

El vapor puede ser generado a través de la recuperación del calor residual de los procesos, cogeneración y calderas. La industria de la refinación requiere de vapor para calentamiento (heating), secado (drying), craqueo por vapor (steam craking) y destilación. Cualquiera sea el uso o la fuente del vapor, es posible realizar mejoras en eficiencia energética en el sistema de generación, distribución y uso final. Un estudio preliminar del Departamento de Energía de Estados Unidos estimó que el potencial general de ahorro de energía en refinerías de petróleo es 12% y que las oportunidades más costo-efectivas de eficiencia energéticas estaban en sistema de distribución y cogeneración de vapor. (Energy Star, 2015)

Calderas (boilers)

Las calderas son equipos diseñados para generar vapor. Algunas de las medidas recomendadas por la Energy Star para lograr una mayor eficiencia energética en las calderas, junto con la correspondiente estimación del ahorro de combustible que puede ser alcanzado y el período de retorno de la inversión, se presentan a continuación:

Tabla 2. Medidas de eficiencia energética en Calderas.

Sistema de distribución de vapor

Cuando se diseña un nuevo sistema de distribución de vapor es muy importante que se tome en cuenta criterios de velocidad óptima del flujo de vapor, así como de caída de presión en las tuberías, esto reduce el riesgo de errores en el dimensionamiento de la red de tuberías que distribuirán el vapor alrededor de la refinería. Una tubería subdimensionada, trae consigo pérdidas innecesarias de energía, por caída de presión, además de daños físicos a la tubería por erosión.

Además de las consideraciones durante la etapa de diseño, es importante realizar un adecuado mantenimiento a la red de distribución de vapor para garantizar un funcionamiento óptimo de la misma. A continuación, se citan las principales recomendaciones que, en este sentido, arrojó la investigación del Energy Star:

Tabla 3. Medidas de eficiencia energética en la red de distribución de vapor.

Fuente: (Energy Star, 2015). Elaboración propia.

Intercambiadores de calor e integración de procesos

La optimización del diseño y uso de los intercambiadores de calor es un área clave de mejora en eficiencia energética de las refinerías.

Uno de los principales problemas que suelen aparecen en la operación de estos equipos es el fouling, que se caracteriza por una acumulación de depósitos en los equipos y tuberías, que impide la transferencia de calor, requiriendo  más uso de combustible. Hay muchas razones que pueden afectar la formación de depósitos o incrustaciones en los intercambiadores de calor, algunas de ellas ligadas a las características de los fluidos, tales como su viscosidad y densidad, aumentando la posibilidad de aparición de este tipo de problemas cuando la refinería procesa crudos pesados.

Algunos aspectos claves para lograr reducir la aparición de fouling en los intercambiadores de calor son: mantener un óptimo control del proceso, realizar control de la temperatura y realizar un mantenimiento y limpieza de forma regular de los equipos y tuberías (bien sea mecánicamente o a través del uso de químicos).

Las incrustaciones son un importante factor de perdida de eficiencia en la unidad de destilación atmosférica de las refinerías (CDU), especialmente en la etapa de precalentamiento del crudo. Un estudio de refinerías europeas identificó un ahorro general de energía de 0.7% limpiando los tubos de los intercambiadores de calor y otros hornos, teniendo un estimado de tasa de retorno de 0.7 años. (Energy Star, 2015).

Otro aspecto importante relacionado con las oportunidades de eficiencia energética en los sistemas de intercambio de calor es la integración de los procesos (tecnología pinch), que se refiere al aprovechamiento de las potenciales sinergias que son inherentes en cualquier sistema que consiste en múltiples componentes o corrientes trabajando juntas. En plantas que tienen múltiples demandas de calor y enfriamiento, el uso de técnicas de integración de procesos puede mejorar las eficiencias de manera importante.

Un ejemplo de un estudio pinch realizado en la región, corresponde al elaborado por dos investigadores de la Universidad Nacional de Colombia, donde analizan el potencial de integración térmica en la planta de cracking catalítico de la Refinería de Cartagena, que estimó beneficios de alrededor de 770,000 $US/año incluyendo la generación de 6800 Lb/h de vapor y la reducción en los consumos energéticos representados en agua y vapor de media presión, con una inversión de 400,000 $US y un tiempo de retorno de la inversión de 6 meses. (Rios Hurtado & Grisales Rincon, 2003)

Hornos de Proceso

Entre el 60% y 70% del combustible que se consume en las refinerías es usado en hornos. (Energy Star, 2015).

Entre las recomendaciones más importantes para mejorar la eficiencia energética en la operación de los hornos están: mantenimiento regular de los quemadores, así como de los intercambiadores de calor y del sistema de control, con el fin de minimizar el exceso de aire en la combustión, limitándolo a 2-3% de oxígeno. Otra recomendación es hacer precalentamiento del aire, donde el gas de salida del horno es usado para precalentar el aire de combustión.

La instalación de tecnología de punta en los quemadores también ha sido documentada por los investigadores del Energy Star, como una de las recomendaciones más importantes para mejorar la eficiencia de los hornos, al tiempo de disminuir las emisiones de NOx de los mismos, señalando que la empresa estadounidense Chevron en colaboración con John Zink Co, desarrolló quemadores bajos en NOx para aplicaciones de refinerías. Estos quemadores que reducen las emisiones de NOx de 180 ppm a 20 ppm, fueron instalados en las unidades de destilación atmosférica y de vacío, así como en el reformador de la refinería Richmond, de Chevron en California. En el caso específico de la instalación de los quemadores en el horno del reformador la investigación reveló que redujeron las emisiones sobre el 90% y eliminaron la necesidad de un SCR (Selective Catalytic Reduction), ahorrando a la refinería 10$ millones de dólares en costo de capital y 1.5 millones de dólares en costos operativos. (Energy Star, 2015)

Destilación

La destilación es una de las operaciones con mayor uso de energía en las refinerías de petróleo. Este proceso de separación se realiza de manera importante en las unidades de destilación atmosférica y de vacío, pero también en otras unidades de conversión, que lo usan como un proceso adicional para separación de sus productos.

Algunas recomendaciones para mejorar la eficiencia energética de las unidades de destilación son:

Tabla 4. Medidas de eficiencia energética en las unidades de destilación

Fuente: (Energy Star, 2015). Elaboración propia.

Administración del Hidrógeno y Recuperación

La disposición de hidrógeno en las refinerías es clave para hacer posibles procesos como el hidrotratamiento y el hidrocraqueo, sin embargo, la producción de hidrógeno es un proceso con un consumo intensivo de energía, por lo que es necesario que los refinadores aumenten su capacidad de optimización de la producción y uso de hidrógeno dentro de sus plantas. Algunas plantas que permiten la generación de hidrógeno son: la unidad de reformación de nafta (reformador) y la unidad de reformación de gas natural. Para lograr una mayor eficiencia en la administración del hidrógeno y su recuperación algunas recomendaciones de la Energy Star son:

a) Integración de las redes de uso del Hidrógeno: La mayoría de los sistemas de hidrógeno de las refinerías muestran una integración limitada y el hidrógeno puro es enviado desde los reforma-dores a diferentes procesos en las refinerías. La refinería de BP en Carson, California, en cooperación con la Comisión de la Energía de California realizó un análisis Pinch (o de integración) de Hidrógeno identificando un potencial total de ahorros de 4.5 millones de dólares.

b) Recuperación de Hidrógeno: El hidrógeno puede ser recuperado indirectamente dirigiendo las corrientes de hidrógeno de baja pureza a la planta de hidrógeno. El hidrógeno puede ser también recuperado de los off gases⁶ dirigiéndolos al purificador existente de la planta de hidrógeno o instalando purificadores adicionales para tratar off gases. Las corrientes de gases provenientes del hidrocraquer, hidrotratadores, la unidad de coquificación retardada (DCU) y la unidad de craqueo catalítico (FCC) son adecuadas para la recuperación del hidrógeno. El hidrogeno puede ser recuperado usando varias tecnologías, las más importantes son: Pressure Swing Absortion (PSA) y Thermal Swing Absorption, Destilación Criogénica y membranas. La escogencia de la tecnología de separación depende de la pureza deseada, el grado de recuperación, la presión y la temperatura. Varios fabricantes suministran diferentes tipos de tecnologías, incluyendo: Air Products, Air Liquid, Linde y UOP. La tecnología de membrana generalmente representa la mejor opción en costo para bajos flujos. Para altos flujos, la tecnología más convencional es PSA.

c) Optimizar la producción de Hidrógeno:

• Uso de un pre-reformer adiabático: Si hay un exceso de vapor disponible en la planta, un pre-reformador puede ser instalado en el reformador. Instalar un pre-reformador en una planta existente típicamente incrementará la producción de hidrógeno en 10-20%.

• Precalentamiento de la alimentación y del gas de combustión del reformer: Un sistema de recuperación de calor puede ser usado para precalentar la alimentación y el aire de combustión del reformador. El incremento de la temperatura del aire de combustión y la alimentación del reformador puede reducir el consumo de combustible en 42%.

• Gasificación de las fracciones pesadas de fondo: La fracción pesada de fondo de una refinería produce una mezcla de monóxido de carbono e hidrogeno. La gasificación puede ser combinada con producción de energía en una planta de gasificación y ciclo combinado integrado (IGCC), produciendo hidrógeno y electricidad.

Motores

Los motores eléctricos representan alrededor del 80% del uso de electricidad de una refinería. Las aplicaciones principales son 60% bombas, 15% compresores de aire, 9% ventiladores y 16% otras aplicaciones. (Energy Star, 2015).

Tabla 5. Medidas de eficiencia energética en Motores

Bombas

El 59% del consumo de electricidad de los motores en una refinería, viene dado por los motores de las bombas. Esto convierte a las bombas en el equipo de mayor consumo de electricidad, requiriendo alrededor del 48% del consumo de energía eléctrica total en una refinería (Energy Star, 2015).

Las bombas son usadas a lo largo de todas las plantas de la refinería para generar presión y mover líquidos. De acuerdo a la Energy Star, del 30% a 50% de la energía consumida por estos equipos puede ser ahorrada con mejoras al sistema de control. Es importante acotar que el gasto inicial que se realiza al comprar una bomba, es sólo una fracción del costo del ciclo de vida del sistema de bombeo, la mayoría de las veces los costos de electricidad, operación y mantenimiento son mucho más importantes cuando se analiza los costos a lo largo del ciclo de vida del sistema de bombeo. En general, para un sistema de bombeo con un tiempo de vida de 20 años, el costo inicial de capital de la bomba y motor, alcanza apenas 2.5% de los costos totales (Energy Star, 2015).
   
Los sistemas de bombeo consisten en una bomba, un motor, sistemas de tuberías y sistemas de control. Una de las maneras de incrementar la eficiencia de un sistema de bombeo es realizar un apropiado dimensionamiento de los diámetros de las tuberías y usar revestimiento de la superficie o pulido para reducir las pérdidas por fricción, instalar un variador de velocidad, cuando la inversión se justifica, en el motor de la bomba también incrementa la eficiencia energética de la misma. Un factor clave es dimensionar adecuadamente la bomba y seleccionar la más eficiente y adecuada para el sistema donde funcionará, esto permitirá que la bomba opere lo más cerca posible de su punto de mayor eficiencia (BEP) en la curva de operación. Uno de los errores más frecuentes en la etapa de diseño, es no identificar con exactitud los requerimientos reales del sistema, por lo que usualmente los equipos son sobredimensionados.

Tabla 5. Medidas de eficiencia energética en Bombas