Electrificación de Instalaciones Industriales

Los complejos manufactureros pueden beneficiarse del uso de más electricidad en lugar de vapor y gas combustible para sus necesidades energéticas. Se puede lograr una mayor eficiencia energética, menores emisiones, mayor confiabilidad y eliminación de cuellos de botella en los sistemas de servicios públicos.

PorJames Turner, Ma Katrina Sanaie y Mohamad Fakhreddine, Fluor Enterprises

La electrificación es una palabra de moda popular cuando se habla de transición energética. Puede tener muchos significados diferentes y, según el tema, puede referirse a la flota de transporte privada y empresarial (automóviles y camiones), al transporte público (autobuses y trenes) o a los procesos e instalaciones industriales y de fabricación.

En las instalaciones de proceso, reemplazar el vapor y el gas combustible por electricidad puede proporcionar muchos beneficios, desde mejoras en la confiabilidad hasta evitar proyectos de actualización de calderas y reducir las emisiones generales. En resumen, si la huella de carbono de la producción de electricidad es menor que la huella de carbono de la producción de energía que se reemplaza por electricidad, entonces habrá un beneficio de descarbonización de la electrificación.

Este artículo analiza cómo la electrificación puede afectar un complejo industrial centrado en procesos, como una planta química o una refinería de petróleo, y se centra específicamente en la aplicación de la electrificación a las instalaciones industriales existentes.

Hay varias preguntas o problemas que los propietarios o administradores de instalaciones industriales existentes pueden tener al considerar la electrificación de sus instalaciones (Figura 1).

¿Está la instalación funcionando a su máximo rendimiento?¿eficiencia energética? Muchos operadores ven una mejora notable en su índice de intensidad energética (EII) gracias a la electrificación de los motores de turbinas de vapor existentes. Los cálculos se basan en una producción eficiente de electricidad de la red, por ejemplo a partir de fuentes renovables, en comparación con la producción menos eficiente de vapor de caldera.

Las mejoras en la intensidad energética suelen formar parte de los planes y objetivos estratégicos de una instalación, lo que puede tener un impacto notable en sus costos operativos.

¿Se están volviendo obsoletos los sistemas de generación de vapor y las turbinas de la instalación y ahora requieren necesidades de mantenimiento cada vez mayores? Es posible que los propietarios hayan planificado proyectos de reemplazo de calderas de vapor u otros mantenimientos o actualizaciones de equipos. De ser así, los propietarios tal vez quieran considerar si es mejor gastar esta inversión en electrificación. La confiabilidad general del equipo puede aumentar y puede haber créditos o reembolsos ambientales que se pueden aprovechar con proyectos de electrificación.

¿La instalación cumple con las regulaciones locales sobre emisiones contaminantes? Los propietarios pueden enfrentarse a regulaciones ambientales inminentes que requerirán inversiones significativas, como la instalación de sistemas de reducción catalítica selectiva (SCR) para calderas de vapor o calentadores de proceso, para evitar pagar multas elevadas. Un proyecto de electrificación puede reducir la demanda de vapor y potencialmente permitir el cierre de calderas de vapor más antiguas, reduciendo así el costo de cualquier mejora ambiental necesaria. Las reducciones de emisiones derivadas de la disminución de la demanda de vapor resultante de la electrificación también se pueden utilizar para compensar un aumento de las emisiones de otros calentadores de proceso con cambios de proceso que pueden ser valiosos para otros objetivos estratégicos.

¿Están los sistemas de servicios públicos al máximo de su capacidad o, peor aún, desequilibrados? Si el suministro de vapor, agua de refrigeración o gas natural es limitado en la instalación, es posible que no sea posible ampliar o llevar a cabo otros proyectos sin realizar algunos proyectos de electrificación. Si el costo de comprar o producir electricidad es menor que el de importar gas natural, entonces la electrificación puede reducir los costos operativos.

¿Es necesario reequilibrar el uso de vapor y electricidad, pero existe preocupación sobre qué hacer con el exceso de gas combustible? Existen posibles sinergias en la ejecución de un proyecto de electrificación junto con un proyecto para aumentar la recuperación de gas licuado de petróleo (GLP) del sistema de gas combustible. Quemar menos combustible se traduce en una menor generación de CO2, lo que supone un motor estratégico para muchas empresas. Al recuperar más GLP y material más pesado del sistema de gas combustible y reemplazarlo con gas natural, las emisiones de CO2 se reducirán aún más, incluso si la carga de combustión no disminuye. En la mayoría de los mercados, los ingresos por la venta de productos de GLP y otros productos líquidos superan el costo de la importación adicional de gas natural, por lo que puede haber beneficios financieros además de la reducción de CO2.

¿Suena intrigante, pero también intimidante, una optimización energética en toda la instalación?Si el propietario está planeando una reconfiguración estratégica basada en cambios de producto o alimentación impulsados ​​por el mercado, esa puede ser una oportunidad para reemplazar los compresores de vapor obsoletos con nuevos compresores de motor que tengan una especificación de trabajo adecuada para su propósito.

Figura 1.Son muchas las dudas o cuestiones que los propietarios o gestores de instalaciones industriales existentes pueden tener a la hora de plantearse la electrificación de sus instalaciones.

Figura 1.Son muchas las dudas o cuestiones que los propietarios o gestores de instalaciones industriales existentes pueden tener a la hora de plantearse la electrificación de sus instalaciones.

Una vez que se hayan considerado estas preguntas, los operadores pueden comenzar a sopesar sus opciones. Para las instalaciones de procesamiento industrial, existen tres opciones principales de electrificación, que se describen a continuación:

Estas opciones pueden tener impactos significativos en la situación adecuada. La Tabla 1 resume el impacto potencial de las diferentes opciones en una instalación. Se analizan individualmente en las siguientes secciones.

Las bombas de calor utilizan un compresor para comprimir una corriente de vapor de baja temperatura a una presión lo suficientemente alta como para que la temperatura de condensación esté por encima de la temperatura requerida para recuperar el calor en un intercambiador de calor tradicional. Históricamente, este diseño se ha denominado bomba de calor, pero también se ha denominado recompresión mecánica de vapor (MVR). Este esquema se puede utilizar para columnas de destilación donde la cabeza de la columna se comprime a una presión lo suficientemente alta como para proporcionar el calor para volver a hervir el fondo de la columna. También es posible diseñar una bomba de calor de destilación con un fluido separado en un circuito cerrado que se comprime, se condensa en el hervidor, se enfría aún más al hacer caer la presión a través de una válvula y luego se usa para enfriar el condensador superior. La mayoría de los ejemplos en la industria utilizan el vapor superior como fluido de la bomba de calor, como se muestra en la Figura 2.

Las bombas de calor pueden tener una eficiencia energética significativamente mejor que los sistemas tradicionales de rehervidor o condensador, con ahorros tanto en el lado del rehervidor (que a menudo contiene vapor) como en el lado del condensador (que a menudo contiene agua de refrigeración). En la literatura se informan reducciones de la intensidad energética de hasta el 90%.

Las bombas de calor funcionan muy bien para columnas que no tienen una gran diferencia de temperatura entre la parte superior e inferior de la columna. Los divisores de propano/propileno, los divisores de etano/etileno (como en las unidades de craqueo a vapor) y los divisores de isobutano/n-butano son buenos candidatos para las bombas de calor. También existen aplicaciones en complejos aromáticos y producción de metanol.

Para la mayoría de las otras separaciones de destilación utilizadas en refinerías y complejos petroquímicos, el cambio de temperatura mucho mayor a través de la columna reduce significativamente el valor del enfoque de la bomba de calor y lo hace poco práctico.

Las bombas de calor son las más adecuadas para un nuevo diseño, ya que requeriría una renovación importante para adaptar una columna existente con una bomba de calor. Esta opción puede reducir el consumo de combustible, vapor y agua, reducir las emisiones y mejorar la eficiencia a costa de una mayor demanda eléctrica.

Hay dos formas de electrificar calentadores de vapor o combustible, de la siguiente manera:

Para convertir un intercambiador calentado por vapor en un calentador eléctrico, las tuberías y los controles de vapor y condensado se reemplazan con suministro eléctrico, lo que puede reducir los costos de mantenimiento y de capital para una nueva instalación. Una ventaja de un intercambiador de vapor es que la temperatura máxima es autolimitada, lo que significa que el fluido del proceso no puede calentarse a una temperatura superior a la temperatura de condensación del vapor. Un calentador eléctrico no tendrá la misma característica intrínseca y los controles deben diseñarse para brindar protección contra el sobrecalentamiento del fluido del proceso en escenarios alterados, de bajo flujo y bloqueados.

Al igual que la bomba de calor, esta opción puede reducir el consumo de combustible, vapor y agua, reducir las emisiones y mejorar la eficiencia, al tiempo que aumenta el consumo de energía y reduce potencialmente la controlabilidad de la temperatura del proceso.

Otra forma de electrificar calentadores es reemplazar una caldera de vapor alimentada por combustible por una caldera eléctrica. Esta puede ser una buena opción para renovar una instalación existente porque reduce las emisiones provenientes de la generación de vapor y al mismo tiempo respalda la demanda existente de vapor de proceso, incluidas las necesidades de inyección y calentamiento de vapor.

Varias instalaciones han obtenido resultados positivos al sustituir los motores de turbinas de vapor por motores eléctricos. Se han observado mejoras en la eficiencia energética, reducción de emisiones, mayor confiabilidad y menor consumo de agua, y algunos sitios han evitado inversiones adicionales en calderas de vapor. El proyecto puede afectar la infraestructura eléctrica, el vapor, el gas combustible y los sistemas de agua de refrigeración, así como también afectar potencialmente los controles de procesos y los sistemas de alivio.

Si instala una nueva bomba o compresor, considere si un motor eléctrico es una opción viable, incluso si el motor anterior o típico del servicio era una turbina de vapor.

Si una instalación decide reemplazar una turbina de vapor existente en un compresor o bomba con un motor eléctrico y hay suficiente espacio disponible, la instalación de una nueva bomba o compresor junto con el motor de reemplazo puede no costar más si se tienen en cuenta los ahorros de costos de haciendo construcción fuera del cambio de rumbo. La instalación de una nueva bomba o compresor también reemplaza una bomba o compresor más antiguo que puede optimizarse para las operaciones actuales y puede resultar en menores costos operativos y de mantenimiento.

Los motores de turbinas de vapor se utilizan a menudo para accionar compresores grandes. Los impulsores de turbinas de vapor tienen una capacidad inherente para cambiar las velocidades, lo que puede proporcionar más flexibilidad y operatividad al compresor para gestionar los cambios en el peso molecular del gas y los requisitos de flujo. Al considerar cambiar un controlador de turbina de vapor existente por un motor eléctrico, será necesario tomar una decisión si se requiere un controlador de velocidad variable o si se puede utilizar un controlador de velocidad fija. Si se utiliza un controlador de velocidad fija, será necesario considerar el impacto en el funcionamiento del compresor. Si el peso molecular del gas varía significativamente, la capacidad del compresor y la presión de descarga pueden variar a una velocidad fija, lo que puede causar problemas de presión de diseño del proceso y del equipo. Los escenarios de alivio y las cargas de antorchas también podrían verse afectados. La Figura 3 y la Tabla 2 ilustran algunos de los impactos de la velocidad del motor en el proceso.

El consumo de energía puede aumentar en algunos casos debido al exceso de flujo o presión que ahora produce el motocompresor. Es posible que sea necesario modificar o reemplazar la válvula reguladora de succión y la válvula de rebose para brindar la flexibilidad que antes se brindaba al variar la velocidad de la turbina.

Si se requiere un controlador de velocidad variable, considere instalar un motor de velocidad variable o instalar un motor de velocidad fija con una caja de engranajes de velocidad variable. La instalación de un motor de velocidad variable puede ser una opción, pero puede tener un costo mayor y una mayor necesidad de espacio para motores grandes. Una mejor opción puede ser instalar una caja de cambios de velocidad variable para convertir un motor de velocidad fija a diferentes velocidades según sea necesario para optimizar el funcionamiento del compresor.

Se debe consultar a un equipo de ingeniería experto para estudiar los impactos de la electrificación y proponer mitigaciones.

Ejemplo: Reemplazo de una turbina de vapor por un motor de velocidad fija. Hay dos tipos principales de turbinas de vapor: de condensación y de contrapresión. También existen turbinas de condensación que extraen vapor a una o más presiones intermedias.

Las turbinas de condensación expulsan vapor a una presión muy baja, muy por debajo de la presión atmosférica. A continuación, el vapor de escape se condensa, normalmente en intercambiadores de agua de refrigeración, aunque a veces se utilizan enfriadores de aire.

Las turbinas de contrapresión toman vapor a una presión relativamente alta, por ejemplo, 600 psig, y lo expulsan a una presión más baja, por ejemplo, 150 psig. Dado que las turbinas de contrapresión extraen menos energía del vapor en comparación con una turbina de condensación, se requiere más vapor para una turbina de contrapresión en comparación con una turbina de condensación que produce la misma carga motriz. La Tabla 3 muestra un ejemplo de cómo se puede reducir la demanda de vapor con la electrificación de una turbina de vapor existente.

Figura 2.Se muestra un sistema típico de bomba de calor en una torre de destilación.

Figura 2.Se muestra un sistema típico de bomba de calor en una torre de destilación.

Figura 3.La electrificación puede tener un impacto significativo en los procesos al considerar las velocidades de operación del motor disponibles.

Figura 3.La electrificación puede tener un impacto significativo en los procesos al considerar las velocidades de operación del motor disponibles.

Para cualquier proyecto, el costo de capital es un factor importante y, a menudo, el factor decisivo sobre la viabilidad de un proyecto. Pero hay otros factores que deben considerarse para evaluar completa y adecuadamente el impacto de un proyecto de electrificación en la instalación.

Para un proyecto de electrificación en el que la energía suministrada por vapor se reemplaza por electricidad, los impactos obvios son para el sistema de vapor y el suministro de energía. También es probable que cualquier proyecto de electrificación tenga impactos secundarios en otros servicios y sistemas.

La electrificación impactará directamente en el sistema eléctrico. De hecho, la infraestructura eléctrica existente puede tener la capacidad adicional necesaria para suministrar la carga de energía adicional. Sin embargo, la realidad es que la mayoría de las instalaciones tienen capacidad excedente limitada o nula, por lo que requieren alguna infraestructura nueva, como nuevas subestaciones o mejoras a la infraestructura existente.

Las cargas de electrificación pueden oscilar entre 5.000 y 20.000 CV, pudiendo ser incluso mayores en algunos casos. Los motores de este tamaño tienen un impacto significativo en el sistema eléctrico, que debe estudiarse detenidamente, ya que la mayoría de las instalaciones no fueron diseñadas originalmente para soportar estas grandes cargas adicionales. Los siguientes son tres estudios clave del sistema eléctrico que se realizarán para evaluar la infraestructura eléctrica existente:

Se trata de estudios complejos que puede realizar un ingeniero eléctrico experimentado utilizando software de simulación y análisis eléctrico disponible comercialmente, como ETAP, SKM y Power Factory.

Una consideración a la hora de arrancar grandes cargas de motores es aplicar métodos de arranque de tensión reducida utilizando un autotransformador, un condensador, un reactor o incluso un variador de velocidad ajustable. Cada uno de estos esquemas de arranque de motores tiene diferentes costos de capital, por lo que es importante evaluar la mejor opción que se ajuste a las necesidades mecánicas o de proceso de la carga.

Las mejoras a la infraestructura eléctrica existente pueden incluir energía de servicios públicos adicional, incluidas nuevas líneas de transmisión para recibir energía a un voltaje más alto o expandir la planta de cogeneración del sitio para generar más energía (si la instalación tiene una).

La nueva configuración eléctrica afectará los equipos tanto en las subestaciones principales como en las unitarias. Lo más probable es que los transformadores, los interruptores y otros equipos eléctricos requieran mejoras. Es probable que el nuevo sistema eléctrico tenga subestaciones dedicadas para estas grandes cargas.

También puede haber un impacto en la infraestructura eléctrica subterránea y aérea de la instalación, así como eliminar los efectos asociados en las tuberías y otras necesidades estructurales para soportar los nuevos conductos o bandejas que alimentarán las nuevas cargas.

Por último, el diseño debe considerar los desafíos de construcción y transición. Si la electrificación se realiza en una instalación operativa existente, las actualizaciones eléctricas deben planificarse bien. El trabajo eléctrico requiere que el equipo esté desenergizado, por lo que la tendencia es programar ese trabajo durante un tiempo de respuesta (TAR) o durante el mantenimiento programado para minimizar el impacto en las instalaciones operativas, lo que puede imponer una restricción significativa en el cronograma del proyecto.

Los motores eléctricos reducirán la demanda de vapor al reemplazar los motores de vapor. Sin embargo, es importante comprender el impacto general en el equilibrio del vapor en los distintos niveles de vapor. Si la instalación utiliza durante mucho tiempo vapor de baja presión, la electrificación de una turbina de vapor de contrapresión reducirá la producción de exceso de vapor de baja presión. Por el contrario, si la instalación tiene escasez de vapor de baja presión, la electrificación de una turbina de vapor de contrapresión puede no tener mucho valor, ya que el vapor ahorrado mediante la electrificación simplemente pasará a la estación de bajada de vapor de alta presión a baja presión para equilibrar la baja presión. -demanda de vapor a presión.

La electrificación de una turbina de condensación reduce la demanda de vapor a alta presión, que normalmente se genera en las calderas de vapor. Para la mayoría de las instalaciones, esto puede ser un beneficio significativo.

La reducción de la demanda de vapor conduce a una reducción de la demanda de agua de alimentación de la caldera, incluida la reducción de la aportación de agua tratada. El consumo de agua suele ser un gasto importante para una instalación en funcionamiento, por lo que esta reducción puede tener un gran impacto.

El sistema de agua de refrigeración también puede verse afectado por un proyecto de electrificación. Muchas turbinas de vapor grandes son turbinas de condensación, que normalmente tienen grandes condensadores de superficie de agua de refrigeración. Reemplazar una turbina de vapor de condensación por un motor eléctrico puede conducir a una reducción significativa en la demanda de agua de refrigeración, lo que descongestiona el sistema de agua de refrigeración, lo que potencialmente respalda otros proyectos que aumentarían la demanda de agua de refrigeración y reduce el consumo de agua de refrigeración. En algunos casos, se puede apagar toda una torre de enfriamiento o bombas de agua de enfriamiento, lo que también reduce el consumo de energía.

Sin embargo, la electrificación de una turbina de vapor de condensación elimina la producción de condensado al vacío, que a menudo se utiliza en algunos procesos. En tales casos, será necesario poner a disposición de estos usuarios una fuente alternativa de agua potable.

El sistema de gas combustible se verá afectado con frecuencia durante las actividades de electrificación. El consumo de gas combustible se reduce si el calor quemado se reemplaza directamente por electricidad. Asimismo, si se sustituye el vapor por electricidad, se reduce el consumo de gas combustible en las calderas de vapor. Esto es beneficioso si el sistema de gas combustible se complementa con gas natural comprado, porque la electrificación reducirá el uso de gas natural, pero podría ser un problema si la instalación consume mucho gas combustible.

Muchas instalaciones funcionan cerca del equilibrio de combustible y consumirán mucho gas combustible con cambios importantes en la electrificación. Si esto es un problema, puede haber opciones para recuperar más rango de GLP y material más pesado del conjunto de gas combustible, o potencialmente modificar las operaciones de la unidad de proceso para producir menos gas combustible.

Los proyectos para aumentar la recuperación de C3+ en plantas de gas pueden tener muy buenos resultados al vender más producto de GLP, además de los beneficios de la electrificación. Si se opta por esta opción, será necesario comprender la logística de almacenamiento y transferencia de productos para abordar todos los requisitos potenciales del proyecto.

Puede ser posible reducir la cantidad de material pesado que termina en el sistema de gas combustible realizando cambios en las unidades de conversión, como los hidrocraqueadores y las unidades de craqueo catalítico fluido (FCC). Se pueden considerar cambios en el catalizador o en las condiciones operativas para la producción de menos contenido ligero a partir del craqueo, que finalmente termina en el sistema de gas combustible.

El impacto potencial en el poder calorífico del gas combustible debe evaluarse con la reducción del material GLP en el gas combustible. Reemplazar el GLP con gas natural con alto contenido de metano reducirá el valor calorífico del gas combustible y es posible que haya calentadores que experimenten problemas hidráulicos del gas combustible con un valor calorífico promedio más bajo.

Otro impacto a considerar es el del sistema de antorchas. Es posible que la carga de antorcha aumente durante un escenario de falla eléctrica local o total si una bomba o compresor accionado por turbina que no se consideraba que fallaba anteriormente se reemplaza por un motor. Por el contrario, si se reemplaza un intercambiador de calor de vapor por un calentador eléctrico, un corte de energía cortaría la fuente de calor, lo que podría reducir potencialmente la carga de alivio total. El caso de falla total de energía es a menudo el escenario de control para el diseño del sistema de cabezal de alivio y ensanchamiento. Por lo tanto, este puede ser un factor importante a considerar en el caso de la electrificación.

Entonces, ¿cómo puede un operador determinar qué hacer?

El primer paso es desarrollar un equilibrio preciso de energía, vapor y gas combustible para la instalación. Considere casos de perturbación y otros casos operativos, como cuando las unidades individuales se apagan para mantenimiento.

Los operadores también deben comprender la confiabilidad de los sistemas existentes y qué interrupciones tendrán un gran impacto en las operaciones.

También es importante evaluar la cartera de proyectos planificados para la instalación, para buscar casos en los que los proyectos puedan facilitar o mejorarse incluyendo la electrificación como parte del proyecto. Por ejemplo, si hay proyectos de reemplazo de calderas de vapor o de mejora de la confiabilidad, o proyectos de reemplazo de bombas o compresores, puede haber sinergias para considerar la electrificación como parte de esos proyectos.

Es útil comprender los costos de la compra incremental de energía y la importación de gas natural. Los operadores deben conocer las actualizaciones que requerirán los sistemas existentes dentro de la instalación con un proyecto de electrificación, pero también deben ser conscientes de los posibles impactos en la infraestructura para el proveedor eléctrico "al otro lado de la cerca", como la empresa de servicios públicos.

Otro factor crucial que se debe considerar es qué requisitos de emisiones actuales o futuros (incluida la huella de carbono) impactan la instalación y deberían resolverse. Estos podrían ser requisitos normativos o internos de la empresa. Por ejemplo, si las calderas de vapor existentes requerirán la adición de equipos de eliminación de NOx, la electrificación puede brindar una oportunidad para construir calderas de vapor nuevas, más pequeñas, más eficientes y más confiables por no mucho más que el costo de renovación reglamentario. De manera similar, si hay proyectos planificados de mejora de la confiabilidad de las calderas de vapor, disminuir el consumo de vapor en lugar de implementar un proyecto de reemplazo de la caldera o de mejora de la confiabilidad puede ser una mejor opción.

Para encontrar el mejor proyecto para la instalación, comience con objetivos de alto nivel, desarrolle una buena comprensión de los sistemas existentes y compare opciones mientras comprende qué partes son independientes y pueden evaluarse individualmente y qué partes están interrelacionadas y deben considerarse como Un grupo.

Es evidente que deben entenderse tanto los beneficios como los costos.

Los beneficios potenciales incluyen:

Los costos asociados incluyen:

Finalmente, tenga en cuenta que no ayuda si un estudio preliminar hace que una opción parezca prometedora, pero los impactos que no se consideraron inicialmente hacen que la opción sea mucho más costosa o poco práctica.

Editado por Mary Page Bailey

Autores

([email protected]) es director de procesos ejecutivos en la oficina de Fluor Corp. en Sugar Land, Texas. Tiene más de 30 años de experiencia en diseño de procesos para una amplia gama de proyectos en las industrias de refinación de petróleo, productos químicos y procesamiento de gas. Ha publicado y presentado numerosos artículos técnicos sobre diseño de procesos, ejecución de proyectos, transición energética y descarbonización, y posee patentes para el diseño de un proceso de hidrotratamiento combinado. Se graduó de la Universidad Texas A&M con un BSCh.E. Actualmente forma parte del Consejo Asesor de la Industria del Departamento de Ingeniería Química de Texas A&M y ha sido incluido en la Academia de Antiguos Alumnos Distinguidos de Ingeniería Química de Texas A&M.

([email protected]) es ingeniero principal de procesos/especialidad en la oficina de Fluor en Aliso Viejo, California. Tiene más de 20 años de experiencia en el diseño de procesos de servicios públicos y sitios externos para una amplia gama de proyectos en las industrias de refinación de petróleo y procesamiento de gas, y es experta en la materia en sistemas de quema, servicios públicos y sitios externos. Tiene un BSCh.E. de la Universidad de Filipinas y es un ingeniero profesional registrado en California.

([email protected]) es un ingeniero de procesos ubicado en la oficina de Fluor en Long Beach, California. Tiene más de 15 años de experiencia en diseño de procesos para una amplia gama de proyectos en las industrias de refinación de petróleo, servicios públicos, instalaciones externas y generación de energía. Se graduó de la Universidad Politécnica del Estado de California en Pomona con un BSCh.E.