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Gascade completa el primer enlace de GNL a la red alemana

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El primer enlace de gas natural licuado (GNL) a la red de gas alemana en Lubmin, Alemania, entrará en funcionamiento en diciembre. Gascade Gastransport GmbH (Gascade) completó el enlace del gasoducto a la estación en Greifswald, Alemania, para NEL y OPAL. El gasoducto de 450 metros (1476 pies) tiene una capacidad de alimentación de aproximadamente 6 GWh/h.

El gas licuado se convertirá en estado gaseoso en una unidad de regasificación de almacenamiento flotante (FSRU). El gas licuado regasificado puede transportarse desde la estación de desembarque a través de los gasoductos OPAL, NEL y EUGAL hasta Alemania y Europa.

Gascade opera una red de gasoductos de 3200 km (1988 millas) en toda Alemania. Diez estaciones compresoras espaciadas a lo largo de la red de tuberías de 250 km (155 millas) utilizan 32 unidades compresoras. La capacidad total de compresión es de 552 MW. La presión de diseño del sistema, según Gascade, es de 80 a 100 bar (1160 a 1450 psi).

Haight Report Noviembre 2022

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Europa mira hacia el gas de África

Europa ha estado luchando para asegurar nuevas fuentes de energía con las medidas para reducir su dependencia del gas natural ruso. Si bien las principales naciones de gas natural licuado (GNL) como Australia, Qatar y Estados Unidos han experimentado un fuerte aumento en las exportaciones a Europa, se tiene en la mira a África, una nación rica en reservas, pero pobre en infraestructura. Su proximidad a Europa ha hecho que las empresas energéticas acudan allí en masa desde que comenzó la guerra en Ucrania, con consideraciones de proyectos por un valor total de 100.000 millones de dólares, según Reuters. Según estimaciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE), África podría reemplazar hasta una quinta parte de las exportaciones de gas ruso a Europa para 2030.

Argelia, que ya tiene un gasoducto conectado a Europa, ha visto un fuerte aumento en la actividad de contratación desde el comienzo de la guerra en Ucrania. En abril, la empresa estatal Sonatrach firmó un acuerdo con Eni para aumentar los flujos a través del gasoducto Transmed/Enrico Mattei a Italia hasta 8,9 × 109 m3 (317 Bscf) por año para 2023. Se espera que Sonatrach aumente su producción en 1,8 × 109 m3 (63,5 Bscf) por año a principios del cuarto trimestre con la finalización de la primera fase del desarrollo del campo Tinhert.

EGAS de Egipto firmó un acuerdo con Eni en el segundo trimestre de 2022 para desarrollar oportunidades a corto plazo para aumentar las exportaciones de gas natural a Europa. Este acuerdo contribuiría a aumentar las exportaciones de GNL de Egipto hasta en 3 × 109 m3 (105 Bscf) en 2022. Según datos de la AIE, las exportaciones de GNL de Egipto aumentaron un 10% desde el año anterior en los primeros ocho meses de 2022.

Yendo un paso más allá, en septiembre el gobierno egipcio anunció planes para acelerar el desarrollo de su capacidad de generación eólica y solar para liberar más gas natural para los mercados de exportación. Mientras tanto, el gabinete de Egipto aprobó un plan para racionar la electricidad para ahorrar gas natural que, en cambio, desviará al mercado de exportación. Según el borrador del plan, los negocios y los centros comerciales tendrán que limitar el uso de luces fuertes y mantener su aire acondicionado a una temperatura no inferior a 25°C (77°F). Los ministerios y las instalaciones gubernamentales tendrán que apagar el alumbrado al final de la jornada laboral y también se reducirá el alumbrado público.

Los desarrollos recientes en el África subsahariana también impulsarán las exportaciones de África a Europa. El primer GNL está programado para finales de 2022 desde Mozambique con la puesta en marcha de la instalación de GNL flotante en alta mar (FLNG) de Coral Sul de 3,4 MTPA. En julio, el operador Eni y sus socios anunciaron planes para desarrollar una segunda instalación FLNG que podría entregar de 2,5 a 3 MTPA.

Para Europa, las nuevas fuentes de combustible no pueden llegar lo suficientemente rápido. En octubre, Rusia amenazó con detener las entregas por completo si la UE impone un límite de precio al petróleo y el gas rusos. La medida tiene como objetivo reducir los ingresos energéticos de Rusia, que es un pilar clave en la economía de Rusia y financia la guerra en Ucrania.

Gazprom ya detuvo las entregas a través del gasoducto Nord Stream 1, que resultó dañado por lo que se considera un acto de sabotaje. En 2021, la UE importó 155 × 109 m3 (5,4 Tscf) de gas natural de Rusia, lo que representa alrededor del 45% de las importaciones de gas de la UE y cerca del 40% de su consumo total de gas. Gazprom ha informado que las entregas de gas ruso a Europa se han reducido a la mitad este año a partir de octubre.

UGI desarrollará el quinto proyecto RNG de Nueva York

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UGI Corporation (UGI) anunció que Cayuga RNG ha firmado un acuerdo para desarrollar su quinto proyecto para producir gas natural renovable (RNG) en el norte del estado de Nueva York. Cayuga RNG es una empresa conjunta de UGI Energy Services LLC (UGIES), una subsidiaria de UGI, y Global Common Ventures LLC (GCV). “Estamos entusiasmados de asociarnos con Global Common y UGI para revitalizar nuestro digestor y crear energía renovable”, dijo Sarah Head de New Hope. “Creemos que es un gran beneficio para nuestra granja, comunidad y medio ambiente reducir nuestras emisiones mientras creamos energía sostenible. Es el futuro de nuestra industria, así como de nuestra producción de energía”.

Este nuevo proyecto se construirá en New Hope View Farms LLC (New Hope), que se encuentra en el condado de Cortland en el norte del estado de Nueva York. El proyecto modificará una instalación de biogás anaeróbico existente para generar RNG. Se espera que el proyecto propuesto se complete en la segunda mitad de 2024 e incluya la construcción de equipos de mejora de gas en la instalación existente. Una vez completado, se espera que el proyecto produzca aproximadamente 35 MMscf (991.090 m3) de RNG anualmente que se entregarán a un gasoducto local que sirve al sistema de distribución regional. La subsidiaria de UGIES, GHI Energy, será el comercializador exclusivo de Cayuga RNG. “RNG continúa siendo una plataforma clave para el crecimiento en UGI y estamos entusiasmados de asociarnos con New Hope para expandir nuestro negocio de RNG en Nueva York, donde el mes pasado acabamos de celebrar la puesta en servicio de nuestro primer proyecto”, dijo Robert F. Beard, vicepresidente ejecutivo del sector Gas Natural de UGI.

Detechtion nombra vicepresidente

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Detechtion Technologies (Detechtion) ha nombrado a Doug Rauenzahn como vicepresidente de producto. En este cargo, Rauenzahn dirigirá el departamento de productos y tendrá a cargo la supervisión de las prioridades estratégicas y las expansiones de mercado de todo el conjunto de productos de Detechtion, incluidos Enbase, Enalysis y Fieldlink.

Rauenzahn cuenta con más de 25 años de experiencia en negocios de tecnología. Recientemente se desempeñó como director comercial senior en ChampionX. Antes de eso, ocupó varios cargos en el negocio de software de optimización de producción de Weatherford, incluida la gestión de productos líder y el desarrollo de negocios globales.

Rauenzahn tiene un título en Ingeniería Mecánica de Cal Poly‐San Luis Obispo.

Establecida en 1999, Detechtion Technologies se especializa en soluciones de gestión de rendimiento de activos en tiempo real para empresas de energía.

Chart adquiere Howden

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Chart Industries (Chart) ha firmado un acuerdo definitivo para adquirir Howden de KPS Capital Partners por US$ 4400 millones. La compra se realizará a través de una combinación de efectivo y acciones de una clase de acciones preferentes creada recientemente y se espera que el cierre sea en la primera mitad de 2023.

Howden es un proveedor mundial de productos de manipulación de aire y gas de misión crítica. Su cartera incluye compresores, intercambiadores de calor rotativos, turbinas de vapor y otros productos, servicios y soluciones de manejo de aire y gas.

“La unión de Chart y Howden promueve nuestra posición global en tecnologías de procesos de alta ingeniería y productos que sirven al Nexus of Clean: energía limpia, agua limpia, alimentos e industrias limpios. Las ofertas de Chart y Howden son altamente complementarias y aportan múltiples sinergias de costos, sinergias comerciales y eficiencias en el primer año, junto con una importante exposición al mercado de posventa, servicio y reparación, lo que eleva el perfil de margen del negocio combinado, agrega resiliencia y amplía nuestros mercados finales”, dijo Jill Evanko, presidenta y directora ejecutiva de Chart. “Las dos empresas comparten valores centrados en el cliente y ambas están muy comprometidas con la innovación lo cual resultará en un mayor alcance en los mercados globales y una aceleración en el desarrollo de productos”.

Antes de la adquisición anunciada por Chart, Howden había estado en una racha de compras, con seis adquisiciones en 2021, incluidas Compressor Products International, Spencer Turbine Co., Fancraft Ltd., Maintenance Partners NV, Peter Brotherhood y Balcke-Dürr Rothemühle GmbH.

La línea de productos de Howden amplía la cartera de equipos de Chart y las ofertas de tecnología de procesos en hidrógeno, captura y almacenamiento de carbono (CCUS), descarbonización de industrias, tratamiento de agua, petroquímica, gas natural licuado (GNL), separación de aire y procesamiento de gas natural. Chart se beneficiará de la integración de los compresores de Howden en sus ofertas cuando corresponda, ya que los compresores son el elemento con mayor tiempo de entrega en el entorno actual para la licuefacción de hidrógeno, helio y GNL a pequeña escala.

La fuerte presencia de Howden en regiones como Europa, Oriente Medio, África y el Sudeste Asiático, así como las aplicaciones en cemento, marina, minería y nuclear, permitirán a Chart ampliar su base de clientes y su cartera de proyectos. La exposición de Chart al GNL (especialmente al GNL a pequeña escala que se aplica a las ofertas de productos de Howden), agua y CCUS aumentará las oportunidades de Howden en estos mercados.

En la venta se incluyen las 450 patentes y solicitudes de patentes de Howden en múltiples jurisdicciones en todo el mundo y más de 800 solicitudes y registros de marcas comerciales en todo el mundo. La cartera de propiedad intelectual y patentes de Howden se suma a la cartera existente de Chart de 778 patentes y solicitudes de patentes y 569 solicitudes y registros de marcas.

La unión de las dos empresas producirá un negocio con una importante exposición al mercado de repuestos, servicios y reparaciones. El mercado de posventa, servicio y reparación comprenden aproximadamente el 48% de los ingresos de Howden y aproximadamente el 14% de los ingresos de Chart. Combinados, esto representará más del 30% de los ingresos proforma con un margen bruto de aproximadamente el 42% como porcentaje de las ventas. La adición de este negocio de posventa de alto margen elevará el perfil de margen combinado, agregará resiliencia y reducirá la ciclicidad.

“En los últimos años, Howden y Chart han cooperado en varios proyectos y, a través de esta cooperación, hemos sido testigos de primera mano de las sinergias potenciales de esta combinación, así como de los valores y culturas alineados de las dos empresas”, dijo Ross B Shuster, CEO de Howden. “Nuestras ofertas complementarias permitirán que la organización combinada ofrezca a los clientes un conjunto aún más amplio de innovaciones, soluciones y servicios”.

 

3 Rivers y Jack Daniel’s aprovechan el poder del RNG

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3 Rivers Energy Partners está lanzando un nuevo proyecto de sostenibilidad con Jack Daniel’s. Se espera que el proyecto produzca entre 900.000 y 1.100.000 MMBtu de gas natural renovable (RNG) al año y, al mismo tiempo, reduzca el uso general de energía de la destilería Jack Daniel’s. 3 Rivers Energy Partners se asoció con TC Energy para utilizar los granos de destilería usados de Jack Daniel’s Distillery para crear una cantidad inmensa de RNG y fertilizante comercial natural alimentando los granos de destilería en digestores anaeróbicos. Este proceso permite a Jack Daniel’s utilizar su maíz al máximo potencial, completando el ciclo de vida de los nutrientes del maíz utilizado para hacer whisky mediante la producción de un fertilizante comercial natural rico en nutrientes que se puede utilizar para reponer las tierras de cultivo circundantes.

Según la Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA), el volumen esperado de RNG es suficiente para calentar más de 10.000 hogares en Tennessee. El fertilizante creado a partir de este proyecto podría sustentar potencialmente hasta 43.000 acres (17.401 ha) de tierras de cultivo, principalmente en los condados de Moore, Coffee y Franklin. 3 Rivers espera que esto beneficie a más de 400 pequeñas granjas familiares de Tennessee y que esos beneficios se propaguen por toda la economía rural. El fertilizante natural con descuento de la empresa ahorra alrededor de US$220 por acre del costo del fertilizante comercial a los precios actuales, lo que resulta en casi US$7 millones anuales de beneficio económico regional directo creado a partir de los ahorros en costos de fertilizantes para los agricultores locales. “Nuestro objetivo es ayudar a Jack Daniel’s a crear un futuro sostenible para su empresa, su comunidad y el planeta. Con este proceso, podemos reducir el consumo de energía operativa, crear energía renovable, ayudar a mantener la agricultura local y beneficiar a las familias de las zonas rurales de Tennessee. Es realmente un enfoque de sustentabilidad de círculo completo”, dijo John Rivers, director ejecutivo de 3 Rivers Energy Partners.

Haight Report Octubre 2022

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Texas espera poder evitar otro desastre debido al clima frío

Por Brent Haight

La Comisión de Ferrocarriles de Texas (RRC), la agencia reguladora de gas y petróleo del estado, adoptó su primera reglamentación de climatización para instalaciones de gas natural con el objetivo de proteger el flujo de gas durante emergencias climáticas. La medida se produce un año y medio después de que una severa tormenta invernal colapsara la red eléctrica del estado, dejando a millones sin electricidad durante varios días mientras el estado sufría temperaturas bajo cero, matando a cientos de personas.

Un informe de la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) de Estados Unidos sobre la congelación de Texas encontró que el 31,4% de los cortes de generación no planificados se debieron a problemas de combustible, y el 87% de esos problemas de combustible estaban relacionados con el gas natural. Los analistas del Banco de la Reserva Federal de Dallas estimaron que los apagones causaron pérdidas directas e indirectas a la economía de Texas de US$80 mil millones a US$130 mil millones y describieron el efecto negativo en el sector petroquímico y de refinación como de “nivel de huracán”, comparable al huracán Ike de 2008.

FERC identificó dos causas, ambas provocadas por el clima frío, que llevaron a la interrupción del servicio en todo el estado. Primero, fallaron muchas de las unidades generadoras que no estaban preparadas para el clima frío. En segundo lugar, a raíz de las caídas masivas en la producción y el procesamiento de gas natural, el suministro de combustible de gas natural batalló para satisfacer tanto la carga de calefacción residencial como la demanda de unidades generadoras de gas natural.

La nueva regla de los Estándares de preparación para emergencias climáticas (Regla estatal 3.66) requiere que las “instalaciones de gas crítico” se climaticen, en función de factores específicos de la instalación, para garantizar un funcionamiento sostenido durante una emergencia climática. Además, las empresas deben corregir los problemas conocidos que causaron paros forzados relacionados con el clima que ocurrieron antes del 1 de diciembre de 2022. Por último, la regla exige la comunicación entre las empresas y RRC si sufren un paro forzado relacionado con el clima durante una emergencia climática.

Las instalaciones críticas incluyen pozos de gas natural y arrendamientos de petróleo que contienen pozos de gas natural, pozos de eliminación de agua salada, plantas de procesamiento de gas, todas las instalaciones de gas natural subterráneas intraestatales y gasoductos que sirven directamente a la generación de electricidad en el mapa de la cadena de suministro de electricidad.

“La cadena de suministro de gas natural se compone de muchas piezas individuales, cada una con sus propios desafíos y vulnerabilidades frente al clima extremo”, dijo el comisionado de RRC, Jim Wright. “La reglamentación de hoy se enfoca en la preparación, la planificación y la comunicación y requiere que esas instalaciones críticas en el mapa de la cadena de suministro de electricidad revisen sus operaciones, identifiquen posibles vulnerabilidades y tengan planes y procedimientos para fortalecer los activos y mantener las operaciones durante condiciones climáticas extremas”.

La RRC anunció por primera vez su reglamentación de climatización en junio y este tema estuvo abierto para comentarios públicos hasta el 15 de agosto. Debido al rechazo de una miríada de empresas que esperaban evitar las tarifas asociadas con la climatización obligatoria, se cambió la definición para la distinción de instalaciones críticas. Los comisionados votaron para enmendar una regla de infraestructura crítica adoptada previamente que clasifica los pozos de petróleo y gas natural según la producción. Los pozos de gas natural ahora deben producir 250.000 pies cuadrados/d para ser considerados críticos para la red, un aumento de más de 16 veces desde el umbral anterior de 15.000 pies cuadrados/d. Los pozos de petróleo que producen gas como subproducto ahora deben producir 500.000 pies cuadrados/d para recibir la designación, un aumento de 10 veces.

Las inspecciones comenzarán el 1 de diciembre priorizando los pozos y otra infraestructura de gas natural que produzcan, almacenen, procesen o transporten volúmenes de gas natural por encima de la nueva categorización. La RRC priorizará aún más las inspecciones en orden descendente de acuerdo con el volumen de producción o la capacidad de almacenamiento, procesamiento o transporte de una instalación.

Las empresas que no cumplan con la Regla estatal 3.66 están sujetas a una multa mínima de US$5000 y una multa máxima de US$1 millón.

Fluor adjudicada con un contrato para el proyecto Imperial Renewable Diesel en Canadá

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Fluor Corporation (Fluor) fue adjudicada con un contrato de servicios de adquisición, ingeniería y diseño detallado e ingeniería inicial reembolsable para Imperial como parte de los planes de la empresa de avanzar con el desarrollo de un complejo de diésel renovable en su refinería Strathcona cerca de Edmonton, Alberta, Canadá. Se espera que el nuevo complejo sea la instalación de producción de diésel renovable más grande de Canadá y que produzca aproximadamente 20.000 barriles de diésel renovable por día a partir de materias primas de origen local. Fluor arregló este contrato durante el tercer trimestre de 2022.

“Nuestra participación en este proyecto resalta nuestro compromiso continuo de ayudar a los clientes a brindar energía sostenible y con menos emisiones de carbono”, dijo Jim Breuer, presidente del grupo de Soluciones Energéticas en Fluor. “Al combinar la experiencia global en ingeniería y construcción de energías renovables de Fluor con el amplio conocimiento local de la empresa, Fluor proporcionará un sólido enfoque de ejecución modular para este proyecto”.

Fluor diseñará e integrará una nueva unidad diésel renovable en la refinería existente de Strathcona. La integración incluirá una serie de conexiones de servicios públicos, integración de sistemas eléctricos y de control, así como capacidades de almacenamiento, carga y descarga de productos básicos.

Innovación de Siemens Energy para el GNL

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Representación artística de la planta de gas natural licuado (GNL) de NEC.

Siemens Energy suministrará un sistema impulsor híbrido de gas/eléctrico para una planta de gas natural licuado (GNL) que está siendo construida en Charlton, Massachusetts, por Northeast Energy Center (NEC) y Chart Energy & Chemicals. Según Siemens Energy, este proyecto será la primera instalación de GNL del mundo en contar con un sistema de este tipo.

Siemens Energy actuará como proveedor único del impulsor integrado, proporcionando todos los equipos rotativos y los sistemas de control asociados. El sistema impulsor híbrido combinará una turbina de gas industrial de bajas emisiones de Siemens Energy, un compresor con engranaje integral y un motor-generador eléctrico para garantizar el funcionamiento del tren principal de refrigeración/licuefacción de la planta durante todo el año.

La potencia disponible de las turbinas de gas disminuye a medida que aumenta la temperatura ambiente. Como resultado, las unidades instaladas en plantas industriales a menudo se sobredimensionan para garantizar suficiente energía durante el clima cálido y húmedo. Sin embargo, la misma turbina de gas puede generar mucha más energía durante el tiempo frío de lo que se requiere, lo que reduce la eficiencia y aumenta las emisiones. El sistema compresor de refrigeración de accionamiento híbrido para NEC ofrece una solución a este problema con la combinación de un motor-generador eléctrico con una turbina de gas que cuenta con un diseño seco de bajas emisiones que ofrece los niveles de emisiones de NOx más bajos posibles.

Se espera que la instalación de NEC produzca una carga base de 170.000 galones de GNL por día para Boston Gas bajo un contrato en firme y hasta 250.000 galones por día para otras empresas de servicios públicos. La producción de la turbina de gas disminuirá cuando la producción de GNL aumente a 250.000 galones por día en los calurosos días de verano, cuando el motor-generador funcionará como un motor para suministrar energía adicional al sistema de compresión.

La planta tiene una capacidad de almacenamiento de GNL en el sitio de 2 millones de galones. El GNL producido estará disponible para su entrega por camión y se utilizará como materia prima para las empresas de distribución de servicios públicos y las instalaciones de generación de energía.

La instalación de GNL estará compuesta por un sistema de pretratamiento de gas de alimentación; un sistema de licuefacción de gas; un tanque de almacenamiento de GNL de contención total; una estación de carga de camiones de GNL con cuatro bahías; un sistema de control de procesos; infraestructura de gestión de aguas pluviales y otros sistemas auxiliares. También se construirán estructuras adicionales en el sitio, incluido un edificio de sala de control, un edificio de control y distribución de energía y un edificio de compresión de nitrógeno.

Cooper continúa empujando los límites del hidrógeno

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Un Cooper-Bessemer GMVH-12 modificado en la estación compresora de Southern Star en Hugoton, Kansas, funciona con una mezcla de hidrógeno y gas natural.

Southern Star Central Gas Pipeline Inc. (Southern Star), una empresa de gasoductos interestatales de gas natural con sede en Estados Unidos, y Cooper Machinery Services (Cooper) han probado exitosamente en el campo un motor integral de baja velocidad y gran diámetro que funciona con un 30% de hidrógeno (H2).

A fines de 2021, las dos empresas firmaron un memorando de entendimiento (MOU) para lanzar un proyecto conjunto de investigación de hidrógeno destinado a convertir la flota de motores integrales alternativos de gas de Southern Star en unidades combinadas de gas e hidrógeno. Las dos empresas modificaron un Cooper-Bessemer GMVH-12 de gran calibre en la estación compresora de Southern Star en Hugoton, Kansas, para que funcione con una mezcla de hidrógeno y gas natural. El motor estaba equipado con el sistema HyperBalance IV de Cooper para controlar las presiones, recopilar datos y garantizar la seguridad del equipo durante la prueba. En octubre, la unidad funcionó en el campo por primera vez con la mezcla de combustible de hidrógeno.

“Este es un momento extraordinario para Cooper y nuestro programa de desarrollo de hidrógeno. En septiembre, anunciamos un gran avance en el hidrógeno cuando utilizamos un motor integral AJAX con una mezcla de 30% de hidrógeno en la celda de prueba de nuestra empresa en Houston”, dijo John Sargent, director ejecutivo de Cooper. “La prueba Southern Star demuestra de manera inequívoca que se pueden lograr resultados similares en el campo y con una variedad de modelos de motores. Cuando se combinan con la tecnología de mejora de la combustión de Cooper, los motores de gran calibre de la industria son capaces de lograr impresionantes reducciones de gases de efecto invernadero con mejoras adicionales en confiabilidad y eficiencia. Este es otro gran paso hacia una mayor adopción del hidrógeno en toda la industria”.

“Southern Star se enorgullece de ser la primera empresa de transmisión de gas natural en Estados Unidos en lograr una mezcla de hidrógeno del 30% en la prueba reciente de nuestro motor alternativo en Hugoton, Kansas. Nuestra asociación con Cooper ha sido fundamental para el éxito de este proyecto”, dijo Shawn Patterson, presidente y director ejecutivo de Southern Star. “Esta prueba presenta oportunidades de reducción de emisiones en nuestro camino hacia el cero neto para 2050”.

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