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Compresor Burckhardt para planta de producción de hidrógeno verde

Burckhardt Compression (Burkhardt) ha recibido un pedido para una unidad de compresor de diafragma para una nueva planta de producción de hidrógeno verde en Suiza. El compresor de diafragma se está fabricando en la sede de Burckhardt Compression en Shenyang, China, y será enviado a Suiza como una unidad de compresión instalada en un contenedor. El sistema compresor está diseñado para aplicaciones de movilidad de hidrógeno y es capaz de descargar hidrógeno a alta presión y pureza, y es adecuado para las pilas de combustible.

La nueva planta de producción de hidrógeno verde de 2MW está siendo construida por la empresa suiza H2 Energy. Usando el sistema compresor de diafragma fabricado por Burckhardt, el hidrógeno que se procesa en un electrolizador PEM se llenará en remolques intercambiables Hydrospider, recipientes de hidrógeno de 6526 psi (450 bar) que abastecerán a estaciones de servicio de hidrógeno en toda Suiza. Los principales usuarios finales del hidrógeno producido son vehículos pesados ​​como los primeros 46 camiones Hyundai que ya están operando en Suiza.

Doosan y el desarrollo de turbinas de gas hidrógeno

Yeonin Jung, COO de Doosan Heavy, Young-moon Kim, CEO de Korea East-West Power, Chul-ho Song, alcalde de la ciudad de Ulsan y Byung Suk Yoon, CEO de SK Gas, posan para una foto en la ceremonia de firma del memorando en la sede de Korea East-West Power para el proyecto de demostración de turbinas de gas de hidrógeno.

Doosan Heavy Industries & Construction (Doosan) ha firmado una serie de acuerdos con entidades públicas de energía y gobiernos locales para desarrollar y demostrar turbinas industriales de gas hidrógeno.

Doosan firmó un memorando de entendimiento (MoU) con la ciudad metropolitana de Ulsan, Korea East-West Power y SK Gas para llevar a cabo un proyecto de demostración de turbinas de gas de hidrógeno. Según el MoU, la municipalidad de Ulsan brindará apoyo administrativo para implementar la infraestructura necesaria para el negocio de las turbinas de gas de hidrógeno. Korea East-West Power se encargará de la demostración de las turbinas. SK Gas se encargará de sentar las bases del suministro de hidrógeno. Doosan se encargará del desarrollo tecnológico y el suministro de turbinas de gas hidrógeno.

Todos los firmantes del reciente memorando de entendimiento participarán en el proyecto de demostración de turbinas de gas de la central de ciclo combinado de Ulsan, que consiste en convertir la turbina de gas de la central, que ha estado en funcionamiento durante más de 25 años, en una turbina de gas hidrógeno de 270MW para el 2027. Este sería el primer proyecto de este tipo en Corea.

«Planeamos utilizar estos acuerdos como un trampolín para desarrollar el negocio de turbinas de gas de hidrógeno para que sea el motor de crecimiento de próxima generación», dijo Yeonin Jung, director de operaciones de Doosan. «Es aún más importante ya que podremos abastecer a las comunidades locales con energía ecológica».

Doosan también ha firmado un memorando de entendimiento sobre el logro de la neutralidad de carbono para el 2050 y la promoción del negocio de turbinas de gas de hidrógeno nacionales con Korean Midland Power (KOMIPO). KOMIPO adoptará la tecnología de Doosan para la cámara de combustión de doble combustible de hidrógeno, que actualmente se está llevando a cabo como un proyecto nacional, y la turbina de gas de hidrógeno, mientras que Doosan trabajará en el desarrollo de tecnología para las turbinas de gas de hidrógeno y asegurará la tecnología necesaria para la producción en masa de partes relacionadas.

Pieridae planea complejo canadiense de captura de carbono

La empresa canadiense de energía Pieridae Energy Ltd. (Pieridae) está lista para construir el Caroline Carbon Capture Power Complex. Ubicado en la planta Caroline de Pieridae en Alberta, Canadá, el nuevo complejo capturará hasta 3,3 millones de toneladas (3 millones de toneladas métricas) de dióxido de carbono (CO2) anualmente en uno de los depósitos de gas agotados de la planta Caroline. El carbono será capturado de tres fuentes: CO2 generado en la instalación de procesamiento de gas, CO2 generado por la producción de energía y CO2 producido por terceros. El complejo tendrá una capacidad máxima de producción de energía con un desarrollo completo de 7,9 mil millones de kilovatios-hora al año.

Pieridae reutilizará y le dará un nuevo propósito a la infraestructura existente en su instalación Caroline para reducir los costos de capital generales y el impacto ambiental. La fase 1 del complejo secuestrará 1,1 millones de toneladas (1 millón de toneladas métricas) de CO2 y producirá aproximadamente 1,9 mil millones de kilovatios-hora de energía azul al año, suficiente para abastecer a 112.000 hogares cada año.

«Esta solución ‘hecha en Canadá’ posiciona a Pieridae para desempeñar un papel clave en ayudar a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero canadienses en general», dijo Alfred Sorensen, director ejecutivo de Pieridae. “Sabemos que el mundo está buscando formas de hacer la transición a una economía con menor intensidad de carbono. Al capturar y almacenar carbono a una escala tan grande, avanzamos en el camino estratégico de garantizar que Pieridae sea carbono neto negativo en toda su cadena de valor desde la boca del pozo hasta la entrega de GNL [gas natural licuado] en Europa».

Suncor Energy y ATCO planean proyecto canadiense de hidrógeno

Heartland Energy Center de ATCO (Imagen por cortesía de ATCO)

Suncor Energy y ATCO Ltd. están colaborando en el diseño y la ingeniería de las primeras etapas de un proyecto de hidrógeno cerca de Fort Saskatchewan, Alberta, Canadá. Cuando se complete, el proyecto producirá más de 330.693 toneladas (300.000 toneladas métricas) de hidrógeno por año. Se espera que el 85% del hidrógeno producido se utilice para satisfacer la demanda de energía existente. Específicamente, el 65% de la producción se utilizaría en procesos de refinación y cogeneración de vapor y electricidad en la refinería Suncor Edmonton, reduciendo las emisiones de la refinería en un 60%. Además, aproximadamente el 20% de la producción podría utilizarse en el sistema de distribución de gas natural de Alberta, lo que también reduciría aún más las emisiones.

La instalación de producción de hidrógeno estará ubicada en el Heartland Energy Center de ATCO cerca de Fort Saskatchewan y podría estar en funcionamiento a partir de 2028, siempre que cuente con el apoyo regulatorio y fiscal necesario. Se espera una sanción para el 2024. Además de suministrar hidrógeno a Suncor y la red de gas de Alberta, el proyecto pondría a disposición volúmenes de hidrógeno para otros usuarios de transporte industrial, municipal y comercial de Alberta.

“Este proyecto sería una solución a escala global para reducir las emisiones con ingenio energético desarrollada localmente en Canadá, y posicionaría a Alberta a la vanguardia de la economía del hidrógeno limpio”, dijo Nancy Southern, presidenta y directora ejecutiva de ATCO. “Un futuro de energía limpia es una prioridad nacional compartida, y un proyecto de transformación como este requerirá una colaboración extraordinaria con todos los niveles del gobierno. Esperamos trabajar con nuestros socios en el gobierno y con nuestros reguladores para hacer realidad esta visión”.

Suncor construirá y operará la producción de hidrógeno y las instalaciones de secuestro de dióxido de carbono y ATCO construirá y operará las instalaciones de almacenamiento de hidrógeno y tuberías asociadas. El diseño de la instalación de producción de hidrógeno tendrá la posibilidad de ser replicado, lo que permitirá la construcción de las siguientes fases del proyecto.

Aunque ya se han implementado varias políticas provinciales y federales, programas fiscales y regulaciones para apoyar la descarbonización significativa y el desarrollo de una industria líder en combustibles bajos en carbono, se requiere mayor certeza regulatoria y apoyo fiscal para que el proyecto avance. Por ejemplo, la disponibilidad de derechos de captura de carbono, créditos de cumplimiento de reducción de emisiones, regulaciones para permitir la mezcla de hidrógeno con gas natural y créditos fiscales a la inversión para la utilización y almacenamiento de captura de carbono son factores críticos para la viabilidad económica del proyecto. Suncor y ATCO continúan trabajando en colaboración con el gobierno de Alberta y el gobierno de Canadá para abordar estas áreas para crear la certeza regulatoria y política y el marco fiscal necesarios para impulsar esta inversión en energía limpia a escala mundial.

Convertiendo gas natural en gasolina

Representación artística de las instalaciones planificadas de Nacero en Penwell, Texas. (Imagen por cortesía de Nacero)

Nacero le ha adjudicado a Bechtel el contrato de ingeniería y diseño front-end (FEED) para la primera planta de fabricación de gas natural a nafta en Estados Unidos. La planta de 115.000 barriles por día de Nacero en Penwell, Texas, será la primera planta de fabricación de gasolina del mundo en incorporar captura, secuestro y energía 100% renovable de carbono.

Nacero, con sede en Houston, construirá la planta de fabricación de $7.000 millones de dólares en dos fases. La fase uno producirá 70.000 barriles por día de componente de gasolina (listo para mezclar). La segunda fase aumentará esa capacidad a 100.000 barriles por día. La nafta producida en la instalación no contendrá azufre y tendrá la mitad de la huella de carbono que la gasolina tradicional. La gasolina se fabricará a partir de una combinación de gas natural, biometano capturado y gas de combustión mitigado.

Toda la electricidad de la planta provendrá de fuentes renovables, gran parte de la cual se producirá en el sitio a partir de paneles solares ubicados junto con las instalaciones de fabricación en el sitio de Nacero. Este sitio es de 2600 acres. La planta será la primera en Estados Unidos en producir gasolina a partir de gas natural y la primera en el mundo en hacerlo con captura y secuestro de carbono. El CO2 secuestrado se transportará a través de una tubería ya existente en el sitio.

Colaboración entre Baker Hughes y Bloom Energy para acelerar la transición energética

La tecnología de óxido sólido de Bloom Energy está posicionada para acelerar tanto la producción como el uso de hidrógeno. Imagen por cortesía de Bloom Energy

Baker Hughes y Bloom Energy han presentado planes para colaborar en la posible comercialización y el despliegue de soluciones de hidrógeno para avanzar en la transición energética. Las dos empresas comenzarán a colaborar en posibles compromisos con clientes con el objetivo de lanzar proyectos piloto durante los próximos dos o tres años y comercializar y escalar al poco tiempo las aplicaciones, productos y soluciones.

Para el hidrógeno, Baker Hughes proporciona tecnología y servicios de conversión de energía y compresión que se utilizan en toda la cadena de valor en todo el mundo, incluida la producción, el transporte y la utilización. La plataforma de servidor de energía modular y de combustible flexible de Bloom Energy puede utilizar biogás e hidrógeno, además del gas natural, para generar electricidad.

Las turbinas de gas NovaLT de Baker Hughes pueden funcionar con hasta un 100% de hidrógeno. Imagen por cortesía de Baker Hughes

“El camino hacia las emisiones netas de carbono cero debe incluir asociaciones y colaboración”, dijo Uwem Ukpong, vicepresidente ejecutivo de regiones, alianzas y ventas empresariales de Baker Hughes. “En el centro de nuestro acuerdo de colaboración con Bloom Energy está el potencial para desarrollar ofertas de tecnología integrada para la comercialización y el despliegue de soluciones energéticas más inteligentes, limpias y económicas. Es un gran ejemplo de cómo Baker Hughes busca estratégicamente formas de avanzar en nuevas fronteras energéticas e invertir para crecer en el mercado industrial».

Las empresas centrarán sus esfuerzos en tres áreas:

 

Soluciones de energía integradas
Al aprovechar la tecnología de celdas de combustible de óxido sólido (SOFC) de Bloom Energy y la tecnología de turbinas de gas livianas de Baker Hughes, las empresas pretenden proporcionar soluciones eficientes, resistentes y rentables para una generación de energía más limpia, recuperación de calor residual y energía independiente de la red para clientes.

Soluciones de hidrógeno integradas
Las empresas explorarán oportunidades para emparejar las celdas de electrolizador de óxido sólido (SOEC) de Bloom Energy que pueden producir un 100% de hidrógeno con la tecnología de compresión de Baker Hughes para una producción, compresión, transporte y suministro eficientes de hidrógeno. También se evaluará la utilización del calor residual para la generación de vapor a fin de aumentar aún más la eficiencia y la rentabilidad de la producción de hidrógeno. Las empresas apuntarán a aplicaciones como la mezcla de hidrógeno en tuberías de gas natural, así como a la producción de hidrógeno in situ para uso industrial. Estos esfuerzos están orientados a acelerar la transición a la economía del hidrógeno.

Colaboraciones técnicas mutuas
Las empresas evaluarán oportunidades para aprovechar la amplia cartera de tecnología de Baker Hughes y las soluciones SOFC y SOEC de Bloom Energy. Además del hidrógeno y la energía limpia, las áreas de colaboración pueden incluir tecnologías de captura de carbono y monitoreo de emisiones, soluciones digitales y capacidades de fabricación aditiva.

“Creemos que al combinar nuestras tecnologías y experiencia líderes en la industria para brindar soluciones integradas diferenciadas y personalizadas a los clientes, podemos acelerar la adopción de tecnologías de energía limpia”, dijo Azeez Mohammed, vicepresidente ejecutivo de negocios internacionales de Bloom Energy. «Esta colaboración servirá como modelo de cómo debemos buscar formas innovadoras en las que podamos trabajar juntos e integrar tecnologías y capacidades para lograr nuestros objetivos comunes de descarbonización y resiliencia global».

Compresores MHI para planta de fabricación de amoníaco de Iowa

Tren compresor de gas de síntesis de amoníaco MHI completado para una instalación de fertilizantes similar

MHI Compressor International Corp. (MCO-I), diseñador y fabricante de compresores, turbinas de accionamiento, cajas de engranajes y sus sistemas de control, suministrará cuatro compresores y dos turbinas de vapor durante una renovación y expansión de la planta de producción de amoníaco de Koch Fertilizer en Fort Dodge, Iowa.

Koch Fertilizer fabrica y distribuye aproximadamente 10 millones de toneladas de productos fertilizantes al año. La empresa anunció recientemente una inversión de US$140 millones para aumentar la capacidad de producción de amoníaco en 85.000 toneladas por año en su planta de Fort Dodge.

Para ayudar a cumplir con estos objetivos de aumento de producción, MCO-I suministrará turbomáquinas que incluyen un tren compresor SynGas y un tren compresor de aire de proceso (PAC). Cada tren se instalará como «reemplazo de huella» para los trenes PAC y SynGas que están en el sitio y que no son de MCO-I, para minimizar el impacto en la infraestructura de la instalación existente.

El equipo se fabricará y probará conjuntamente entre la fábrica de MHI Compressor Corporation y las instalaciones de MCO-I en Houston. Todas las máquinas se entregarán en el segundo trimestre de 2022.

 

Galileo Technologies anuncia la formación de la división de servicios de compresión de Estados Unidos

Galileo Technologies (Galileo) anunció la formación de Galileo Compression USA, una nueva división comercial en Estados Unidos. Galileo es un fabricante y proveedor de servicios de compresión mundial con más de 30 años de experiencia internacional. “El mercado de compresión de gas y petróleo de Estados Unidos está cambiando radicalmente a medida que sus participantes se desplazan cada vez más hacia soluciones de alta tecnología de activos ligeros con un enfoque en ESG”, dijo Osvaldo del Campo, CEO de Galileo.

Galileo Compression USA será dirigido por Ronald J. Foster como presidente y director de operaciones, supervisando las ventas de compresión y operaciones de flota en América del Norte. Foster tiene más de 40 años de experiencia en servicios de energía con empresas como Halliburton y Dresser Industries, y alrededor de dos décadas de experiencia ejecutiva y gerencial en la industria de compresión de gas y petróleo. El cargo más reciente de Foster fue como vicepresidente senior y director de marketing para CSI Compressco G.P. Antes de la adquisición de Compressor Systems Inc., Foster se desempeñó como presidente y director de la junta directiva de Compressco Partners, L.P.

“Ron Foster es el líder perfecto para Galileo Compression USA”, dijo del Campo. “La amplia experiencia de Ron en compresión, sus habilidades tácticas y estratégicas, junto al desarrollo comercial y las alianzas industriales impulsarán la presencia de Galileo en el mercado de compresión de Estados Unidos”.

“Estoy muy emocionado de unirme a Galileo para ayudar a desarrollar nuestro negocio de soluciones de compresión de clase mundial y valor agregado”, dijo Ron Foster. “Creo que tenemos un gran modelo de negocio y un equipo ejecutivo de gran talento para capitalizar la creciente demanda de gas natural limpio y ecológico y líquidos asociados. Estamos bien posicionados para proporcionar un conjunto de soluciones de compresión que utilizan los más altos estándares de calidad y la última tecnología de compresión. Nuestras instalaciones de fabricación y ensamblaje de Estados Unidos están ubicadas estratégicamente en las prolíficas regiones productoras del noreste y la cuenca del Pérmico para brindar una entrega y servicio rápidos y confiables a nuestros clientes”.

KP Engineering haciendo crecer su negocio de hidrógeno y gas de síntesis

KP Engineering (KPE) ha ascendido a DeLome Fair a la posición de ingeniera principal de procesos. Con sede en Tyler, Texas, KPE ofrece soluciones de ingeniería, adquisiciones y construcción para las industrias de refinación, midstream, gas de síntesis, hidrógeno, combustibles renovables y productos químicos.

Fair tendrá su oficina en la sede de Houston de la empresa y será responsable del crecimiento del negocio de gas de síntesis e hidrógeno de la compañía. A lo largo de su carrera, Fair ha sido responsable de más de 30 proyectos de gas de síntesis, hidrógeno y gasificación. Ha liderado equipos de diseño y puesta en marcha y ha realizado servicios técnicos para varios de ellos. En KPE, Fair ya ha tenido una importante responsabilidad en el diseño de una unidad de diésel renovable de 9000 bpd y ha estado a la cabeza de proyectos de plantas de hidrógeno de 45 MMscfd y 87 MMscfd. Antes de KPE, Fair se desempeñó como presidente y directora ejecutiva de Synthesis Energy Systems Inc., empresa especializada en comercializar, otorgar licencias y desplegar nueva tecnología de producción de gas de síntesis. También se desempeñó en varios puestos de liderazgo relacionados con el gas de síntesis para General Electric Company, y como ingeniera líder en los sectores de gas de síntesis, hidrógeno y energía de Texaco.

Fair tiene una maestría en ingeniería química de la Universidad de Kansas y es miembro de la Sociedad de Mujeres Ingenieras.

Dark Horse para el tratamiento de gas amargo en la cuenca de Delaware

Piñon Midstream LLC (Piñon) ha comenzado la construcción de su instalación de tratamiento de gas amargo y captura de carbono Dark Horse y la infraestructura de gasoductos asociada en el condado de Lea, Nuevo México.

Ubicado en la cuenca del noreste de Delaware, Dark Horse incluye estabilización de condensado ácido, una planta de tratamiento de aminas y 5486 metros (18.000 pies) de pozos de secuestro de CO2 y H2S. Para llevar el gas ácido a sus instalaciones, Piñón está construyendo un gasoducto de recolección de gas ácido con más de 22.380 kW (30.000 hp) de compresión de campo y un nuevo gasoducto de 32 km (20 millas), 50 cm (20 pulgadas) para transportar gas dulce/rico a diferentes plantas de procesamiento de terceros.

Está previsto que Dark Horse entre en servicio en julio de 2021 con una capacidad operativa inicial de 2,4 x 106 m3/d (85 millones de pies cúbicos por día).

Piñón ha comprado un segundo tren de amina, programado para entrar en servicio en el otoño de 2021, que aumentará la capacidad total de tratamiento de gas amargo para la instalación a 4,8 x 106 m3/d (170 millones de pies cúbicos/d). La instalación Dark Horse se puede expandir para acomodar hasta cuatro trenes de amina, lo que representa una capacidad de 9,6 x 106 m3/d (340 millones de pies cúbicos/d).

Piñon, formado en 2020, ofrece una completa variedad de servicios de gas ácido que incluye recolección y compresión de campo, estabilización y comercialización de condensado ácido, tratamiento de aminas para la eliminación de H2S y CO2, secuestro geológico de H2S y CO2, y entrega a alta presión de gas dulce tratado a plantas de procesamiento de terceros en diferentes áreas.

“Nuestro objetivo es entregar la solución de gas ácido más creativa y rentable para la cuenca de Delaware”, dijo Steven Green, cofundador y presidente de Piñon. “Nuestro proyecto no solo proporciona una solución integral para secuestrar CO2 y H2S, sino que también reduce sustancialmente la quema y las emisiones de gases de efecto invernadero en el sureste de Nuevo México”.

 

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