Diagnóstico de las centrales termoeléctricas en Colombia y ...
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Universidad de La Salle Universidad de La Salle Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle Ingeniería Ambiental y Sanitaria Facultad de Ingeniería 1-1-2007 Diagnóstico de las centrales termoeléctricas en Colombia y Diagnóstico de las centrales termoeléctricas en Colombia y evaluación de alternativas tecnológicas para el cumplimiento de evaluación de alternativas tecnológicas para el cumplimiento de la norma de emisión de fuentes fijas la norma de emisión de fuentes fijas Cristina López López Universidad de La Salle, Bogotá Mónica Viviana Sánchez Quitián Universidad de La Salle, Bogotá Follow this and additional works at: https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_ambiental_sanitaria Citación recomendada Citación recomendada López López, C., & Sánchez Quitián, M. V. (2007). Diagnóstico de las centrales termoeléctricas en Colombia y evaluación de alternativas tecnológicas para el cumplimiento de la norma de emisión de fuentes fijas. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_ambiental_sanitaria/635 This Trabajo de grado - Pregrado is brought to you for free and open access by the Facultad de Ingeniería at Ciencia Unisalle. It has been accepted for inclusion in Ingeniería Ambiental y Sanitaria by an authorized administrator of Ciencia Unisalle. For more information, please contact [email protected].
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Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle
Ingeniería Ambiental y Sanitaria Facultad de Ingeniería
1-1-2007
Diagnóstico de las centrales termoeléctricas en Colombia y Diagnóstico de las centrales termoeléctricas en Colombia y
evaluación de alternativas tecnológicas para el cumplimiento de evaluación de alternativas tecnológicas para el cumplimiento de
la norma de emisión de fuentes fijas la norma de emisión de fuentes fijas
Cristina López López Universidad de La Salle, Bogotá
Mónica Viviana Sánchez Quitián Universidad de La Salle, Bogotá
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Citación recomendada Citación recomendada López López, C., & Sánchez Quitián, M. V. (2007). Diagnóstico de las centrales termoeléctricas en Colombia y evaluación de alternativas tecnológicas para el cumplimiento de la norma de emisión de fuentes fijas. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_ambiental_sanitaria/635
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DIAGNÓSTICO DE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS EN COLOMBIA Y EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS PARA EL CUMPLIMENTO DE
LA NORMA DE EMISIÓN DE FUENTES FIJAS
CRISTINA LOPEZ LOPEZ 41011082
MONICA VIVIANA SANCHEZ QUITIAN 41011162
DIRIGIDO A
CONSEJO DE FACULTAD
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA AMBIENTAL Y SANITARIA
JUNIO DE 2007
DIAGNÓSTICO DE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS EN COLOMBIA Y
EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS PARA EL CUMPLIMENTO DE LA NORMA DE EMISIÓN DE FUENTES FIJAS
CRISTINA LOPEZ LOPEZ 41011082
MONICA VIVIANA SANCHEZ QUITIAN 41011162
Trabajo de grado para optar por el título de Ingeniera Ambiental y Sanitario
Director Ing. GABRIEL HERRERA
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA AMBIENTAL Y SANITARIA
JUNIO DE 2007
Gracias al ser supremo por la energía dada,
para continuar mi vida y
poder demostrar que todo lo que
nos proponemos lo podemos lograr.
A mis padres por su apoyo incondicional
y su manera de darme lecciones de vida.
A mis abuelos y hermanos por la confianza
depositada y sus ganas de forjar un mejor mañana.
A mi hermanita menor, porque a pesar de la distancia
e inconvenientes, siempre es un punto de apoyo.
A mi gran amiga Mónica Sánchez por su comprensión y
calma en momentos de euforia.
A ti por ser la fuente de mi inspiración.
A todos aquellos que nos colaboraron e hicieron
posible la realización de este proyecto.
Cristina López López
Despacito y con buena letra: que el hacer las cosas bien importará mas que el hacerlas.
Antonio Manchado
A mis padres por ser mis mayores motivadores, por su esfuerzo desmedido y confianza incondicional en mi, los amo profundamente
A mis hermanas Juanita y Adry, por ser mi ejemplo y soporte A mis tíos por su apoyo y respaldo en todos los aspectos de mi vida
A toda mi gran familia A Cris por su paciencia y buena energía
A mis amigos por convertir en buenos, los malos momentos
Mónica Sánchez Quitian
AGRADECIMIENTOS Las autoras expresan sus agradecimientos: Al Ingeniero Gabriel Herrera, director de la pasantia en la Universidad de la Salle, por toda su colaboración y disposición en el trabajo realizado y sus valiosas orientaciones. Al Ingeniero Helver Reyes asesor del Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial en la Dirección de Desarrollo Sectorial Sostenible por su ayuda e incondicional colaboración. Al Ingeniero Camilo Guaqueta, decano de la Facultad de Ingeniería Ambiental y Sanitaria, por su orientación y apoyo. Al Ingeniero Cesar Buitrago, director actual de la Dirección de Desarrollo Sectorial Sostenible del Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, por su valiosa oportunidad para el desarrollo de este proyecto. Al Ingeniero Alexander Valencia por su acompañamiento, la paciencia y buena actitud en los malos momentos del proyecto. A los Ingenieros Rodrigo Suárez y Henry Torres por sus aportes y colaboración en cada momento. Al Ingeniero Mauricio Molano, Director de la Subdirección de Información de la Unidad de Planeación Minero Energética UPME, por el suministro de la información tan valiosa y oportuna. Al Ingeniero Camilo Torres por la ubicación y orientación de la información solicitada en la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG. A todos los funcionarios del Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, por su colaboración durante el desarrollo de este proyecto.
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN .......................................................................................................17
ABSTRACT......................................................................................................17
INTRODUCCIÓN .............................................................................................18
1 OBJETIVOS..................................................................................................20
1.1 OBJETIVO GENERAL ..............................................................................20
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.....................................................................20
2. MARCO TEORICO ......................................................................................21
2.1 GENERALIDADES SOBRE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS...21
2.1.1. Tecnologías de Generación Termoeléctrica..........................................23
2.1.1.1 Turbinas a Vapor en Ciclo Rankine .....................................................24
2.1.1.3. Turbinas a gas en ciclo simple............................................................25
2.1.1.3 Turbinas a gas en ciclo Stig.................................................................26
2.1.1.4 Ciclo Combinado..................................................................................27
2.1.1.5 Eficiencia Térmica................................................................................28
2.1.2. Tipos de combustibles ...........................................................................28
2.2 CONTAMINANTES ATMOSFÉRICOS PRODUCIDOS POR LAS
CENTRALES TERMOELECTRICAS………....................................................29
2.2.1. Contaminantes Atmosféricos producidos por las centrales termoeléctricas
.........................................................................................................................30
2.2.1.1 Material Particulado .............................................................................31
2.2.1.2 Óxidos de Azufre SOX..........................................................................31
2.2.1.3 Óxidos de Nitrógeno NOx ....................................................................32
2.2.1.4 Monóxido de Carbono..........................................................................32
2.2.1.6 Compuestos Orgánicos Volátiles VOC................................................33
2.2.1.7 Efectos en la Salud. .............................................................................33
2.3 METODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS EMISIONES
ATMOSFÉRICAS.............................................................................................33
2.3.1 BALANCES DE MASA............................................................................35
2.3.2 FACTORES DE EMISIÓN ......................................................................36
2.3.3. MEDICIÓN DE LAS EMISIONES ..........................................................38
2.4 MARCO LEGAL DE LA CONTAMINACIÓN DEL AIRE ............................41
2.4.1. DECRETO 02 DE 1982 .........................................................................42
2.4.2. DECRETO 1697 DE 1997 .....................................................................46
2.4.3. PROYECTO DE NORMA DE EMISIÓN DE CONTAMINANTES
ATMOSFERICOS. ...........................................................................................46
2.4.4 LICENCIAS AMBIENTALES...................................................................47
3. METODOLOGIA PARA LA ELABORACIÓN DEL PROYECTO..................49
4. DIAGNOSTICO DE LAS EMISIONES ATMOSFÉRICAS EN LAS CENTRALES
TERMOELÉCTRICAS COLOMBIANAS..........................................................52
4.1. GENERALIDADES DE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS. .........55
4.1.1 CARACTERÍSTICAS DEL COMBUSTIBLE UTILIZADOS EN LAS
CENTRALES TERMOELÉCTRICAS...............................................................58
4.2. REVISIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN CONSULTADA ............59
4.2.1. PRESENTACIÓN DE LOS INFORMES A LA AUTORIDAD AMBIENTAL
COMPETENTE ................................................................................................59
4.3 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A CARBÓN.....................................61
4.3.1 ANÁLISIS DE EFICIENCIA Y GENERACIÓN DE ENERGÍA................61
4.3.2. ESTADO DE EMISIONES ATMOSFÉRICAS........................................61
4.3.2.1 Material Particulado. ............................................................................64
4.3.2.2 Óxidos de Azufre. ................................................................................67
4.3.3.3 Óxidos de Nitrógeno. ...........................................................................70
4.3.3 Emisión de Contaminantes de acuerdo a la Generación .......................72
4.4 ANÁLISIS DE LAS EMISIONES EN LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS
A GAS NATURAL ............................................................................................73
4.4.1. Material particulado................................................................................76
4.4.2. Óxidos de azufre. ...................................................................................77
4.4.3. Óxidos de Nitrógeno ..............................................................................77
4.4.4. COMPARACIÓN DE DATOS REPORTADOS CON LOS ESTIMADOS.79
4.5. EVALUACIÓN DEL CUMPLIMENTO DE LAS NORMAS ........................81
4.5.1. CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A CARBÓN.................................82
4.5.2 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A GAS NATURAL........................88
5.1 ALTERNATIVAS DE MEJORAS TECNOLÓGICAS Y DE MATERIA PRIMA
.........................................................................................................................94
4.5.1.2 Comparación con otras normas...........................................................83
5.1.1. MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DEL COMBUSTIBLE ...................95
5.1.2 INSTALACIÓN DE QUEMADORES DE BAJO NOX..............................99
5.2 EQUIPOS DE CONTROL PARA LAS EMISIONES ATMOSFERICAS...101
5.2.1 EQUIPO DE CONTROL PARA EL MATERIAL PARTICULADO .........101
5.2.2 EQUIPO DE CONTROL PARA LOS ÓXIDOS DE AZUFRE................104
5.2.3 EQUIPO DE CONTROL PARA EL OXIDO DE NITROGENO..............109
6. EVALUACION ECÓNOMICA PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA PROPUESTA
DE NORMA DE EMISIONES FUENTES FIJAS. ...........................................116
6.1 EVALUACIÓN PARA MATERIAL PARTICULADO .................................116
6.1.1 COSTOS DE PRECIPITADOR ELECTROSTATICO SEGÚN ESCENARIO
UNO ...............................................................................................................116
6.1.1.1 Evaluación de costos del mejoramiento de la calidad del carbón .....117
6.1.1.2 Evaluación de costos del mantenimiento correctivo de los precipitadores
electrostaticos. ...............................................................................................118
6.1.2 EVALUACIÓN DE COSTOS DE PRECIPITADORES ELECTROSTÁTICOS
SEGÚN EL ESCENARIO DOS......................................................................119
Tabla 6.4 Rango de costos de un precipitador electrostático seco tipo placa-
alambre ..........................................................................................................120
6.1.2.1 Comparación de los dos escenarios..................................................121
6.1.3 Comparación de los dos escenarios.....................................................129
6.2 EVALUACIÓN PARA ÓXIDOS DE AZUFRE...........................................122
6.3 EVALUACIÓN PARA ÓXIDOS DE NITROGENO ...................................126
6.3.1 Evaluación de costos de mejora tecnológicas para nox según el escenario
uno. ................................................................................................................126
6.3.2 Evaluación de costos de mejora tecnológicas para nox según el escenario
dos. ................................................................................................................128
6.4 EVALUACIÓN DE COSTO TOTAL POR CADA CENTRAL
TERMOELÉCTRICA. .....................................................................................130
CONCLUSIONES ..........................................................................................133
RECOMENDACIONES..................................................................................138
BIBLIOGRAFIA ..............................................................................................141
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 Ciclo Rankine de una turbina a vapor.............................................24
Figura 2.2 Ciclo simple de una turbina a gas...................................................25
Figura 2.3. Ciclo Stig de una turbina a gas.....................................................26
Figura 2.4. Ciclo Combinado ...........................................................................27
Figura 2.5. Proceso de combustión .................................................................36
Figura 4.1 Ubicación de las centrales termoeléctricas en Colombia ...............57
Figura 5.1. Precipitador Electrostatico ...........................................................102
Figura 5.2 Esquema de torres de absorción................................................107
Figura 5.4 Diagrama de flujo del proceso SCR .............................................113
LISTA DE TABLAS
Tabla 2.1 Combustible empleado por tipo de tecnología ................................29 Tabla 2.2 Emisión de contaminantes de acuerdo al combustible empleado...30 Tabla 2.3 Clasificación de los factores de emisión..........................................38 Tabla 2.4 Procedimiento para el muestreo isocinético. ...................................40 Tabla 2.5 Factores de modificación de la norma de emisión de fuentes fijas. 43 Tabla 2.6 Normas de emisión de partículas para calderas a base de carbón.43 Tabla 2.7 Ecuaciones de la norma de emisión de material particulado para calderas a base de carbón...............................................................................44 Tabla 2.8 Factores de corrección de las normas de emisión de material partículado para calderas a base de carbón....................................................45 Tabla 2.9 Altura mínima requerida para emisión de óxidos de azufre en calderas a base de carbón. ............................................................................................46 Tabla 2.10 Estándares de emisión admisibles de contaminantes al aire según la propuesta de norma.........................................................................................47 Tabla 4.1 Centrales termoeléctricas en Colombia de estudio. ........................56 Tabla 4.2 Características promedio del carbón empleado para la generación de energía en Colombia........................................................................................58 Tabla 4.3. Características típicas del gas natural en Colombia.......................58 Tabla 4.4. Datos de generación de energía y de eficiencia en las unidades a carbón para el año 2006. .................................................................................62 Tabla 4.5 Valores de emisión reportados. .......................................................63 Tabla 4.6 Posición de quemadores en calderas con base a carbón. ..............63 Tabla 4.7 Valores estimados de emisión de contaminantes. ..........................64 Tabla 4.8 Eficiencia de los precipitadores electrostáticos. ..............................65 Tabla 4.9 Valores reportados para material particulado en unidades de concentración...................................................................................................67 Tabla 4.10 Valores reportados para óxidos de azufre en unidades de concentración...................................................................................................69 Tabla 4.11 Altura de chimenea. .......................................................................69 Tabla 4.12 Valores reportados para óxidos de nitrógeno en unidades de concentración...................................................................................................72 Tabla 4.13 Emisión de contaminantes por capacidad instalad de generación00..........................................................................................................................72 Tabla 4.14 Eficiencias de las centrales termoeléctricas a gas ........................75 Tabla 4.15 Valores de emisión en las centrales termoeléctricas a gas...........80 Tabla 4.16 Valores límites permisibles en países Latinoamericanas. .............81 Tabla 4.17 Norma de emisión de partículas según el Decreto 02 de 1982....82 Tabla 4.18 Valores de emisión de contaminantes de acuerdo a la Guía del Banco Mundial.............................................................................................................83 Tabla 4.19 Comparación con los valores de la Guía del Banco Mundial ........83 Tabla 4.20 Comparación con propuesta de norma nacional de emisión por fuentes fijas. .....................................................................................................84 Tabla 4.21 Comparación con normas internacionales ....................................88
Tabla 4.23. Comparación con normas de emisión Latinoamericanas............91 Tabla 5.1 Porcentajes de remoción para cumplimiento de propuesta de norma.....................................................................................................................0093 Tabla 5.2 Características promedio del carbón. ..............................................97 Tabla 5.3. Características promedio del carbón según las mezclas propuestas0.........................................................................................................................96 Tabla 5.4. Porcentajes de disminución de la emisión de material particulado con la mejora de calidad de combustible................................................................99 Tabla 5.5. Porcentajes de disminución de la emisión de óxido de azufre. ......99 Tabla 5.6 Disminución de emisiones con quemadores de bajo NOx ............100 Tabla 5.7 Porcentajes de remoción para NOx y la tecnología a emplear. ....115 Tabla 6.1 Costo de incremento debido al transporte de carbón....................117 Tabla 6.2 Costos de mantenimiento correctivo de los Precipitadores Electrostáticos................................................................................................118 Tabla 6.3 Costo de inversión para el escenario uno. ....................................119 Tabla 6.5 Costos promedio de Precipitadores Electrostáticos tipo placa-alambre........................................................................................................................121 Tabla 6.6 Rango de costos de una torre de absorción..................................124 Tabla 6.7 Costos estimados de Torres de absorción para control de óxidos de azufre. ............................................................................................................125 Tabla 6.8. Combinación necesaria para cumplimiento de propuesta de norma.................................................................................................................012627 Tabla 6.9. Costos promedios de quemadores de bajo NOx..........................127 Tabla 6.10 Costos promedios de controles post-combustión para NOx. SCR y SNCR .............................................................................................................127 Tabla 6.11. Costos promedios totales para el escenario dos........................128 Tabla 6.12. Costos de Controles post-combustión para NOx. SCR y SNCR128 Tabla 6.13 Costo Total promedio por central termoeléctrica…………….131
LISTA DE GRAFICAS
Gráfica 4.1 Demanda de energía en los últimos seis años en Colombia. .......51
Gráfica 4.2 Generación de energía de acuerdo al recurso empleado.............52
Gráfica 4.3 Consumo de gas natural en centrales termoeléctricas del año 2001 al
2006. ................................................................................................................53
Gráfica 4.4 Consumo de carbón en centrales termoeléctricas del año 2001 al
2006 .................................................................................................................53
Gráfica 4.5. Emisiones de material particulado en centrales termoeléctricas a
carbón. .............................................................................................................65
Grafica 4.4 Emisión de óxidos de azufre en centrales a carbón .....................67
Gráfica 4.5 Emisiones de Óxidos de nitrógeno en centrales termoeléctricas a
carbón ..............................................................................................................70
Gráfica 4.6. Curva de arranque en frío. Turbina a gas ciclo simple. ...............73
Gráfica 4.7 Curva de arranque en frío. Central en ciclo combinado................73
Gráfica 4.8 Emisiones de Material Particulado en centrales a gas. ................75
Gráfica 4.9. Emisiones de Óxidos de Azufre centrales a gas..........................76
Gráfica 4.10 Emisiones de Óxidos de Nitrógeno centrales a gas natural .......77
Grafica.4.11 Comparación de emisión reportada de MP con la propuesta de
norma ...............................................................................................................84
Grafica.4.12 Comparación de emisión reportada de SOx con la propuesta de
norma. ..............................................................................................................85
Grafica.4.13 Comparación de emisión reportada de NOx con la propuesta de
norma. ..............................................................................................................86
Grafica. 4.14Comparación de emisión reportada de material particulado con la
propuesta de norma. ........................................................................................89
Grafica. 4.15 Comparación de emisión reportada de SOx con la propuesta de
norma. ..............................................................................................................89
Grafica. 4.16 Comparación de emisión reportada de NOx con la propuesta de
norma. ..............................................................................................................90
Gráfica 6.1 Comparación de costos de capital de los dos escenarios ..........121
Gráfica 6.2 Comparación de costos de operación y mantenimiento de los dos
escenarios......................................................................................................122
Gráfica 6.3 Comparación de costos de capital de los dos escenarios para NOx
.......................................................................................................................128
Gráfica 6.4 Comparación de costos de operación y mantenimiento de los dos
escenarios......................................................................................................129
Gráfica 6.5 Costo Total promedio por central termoeléctrica ........................130
LISTA DE ANEXOS ANEXO 1.Formato de recolección de información para las centrales
termoeléctricas en Colombia. ........................................................................145
ANEXO 2. Factores de emisión y estimación de emisiones..........................148
ANEXO 3. Estimación del porcentaje de eficiencia de remoción de los actuales
precipitadores electroestáticos. .....................................................................155
ANEXO 4. Cálculo de la norma de emisión para calderas a base de carbón,
Decreto 02 de 1982........................................................................................157
ANEXO 5. Propuesta de norma de emisión de fuentes fijas. .......................161
ANEXO 6.Estimación de porcentaje de remoción para cumplimiento de propuesta
de norma. .......................................................................................................178
ANEXO 7.Propuesta mejoramiento del carbón y costos ...............................181
ANEXO 8.Proyección de costos para el año 2007 ........................................192
ANEXO 9.Estimación de costos de precipitadores electrostaticos................195
ANEXO 10.Estimación de costos para control de SOx .................................200
ANEXO 11.Estimación de costos para control de NOx .................................205
Nota de aceptación
_____________________________
_____________________________
_____________________________
_____________________________
_____________________________ Director de tesis
_____________________________ Jurado
_____________________________ Jurado
Bogotá D.C.; Julio de 2007
RESUMEN
El proyecto se encuentra enfocado en el diagnóstico de emisiones de las centrales
termoeléctricas en Colombia, evaluando el cumplimiento de la norma de emisión
actual, el Decreto 02 de 1982 y la propuesta de norma de emisión de contaminantes a
la atmósfera, según la versión de Marzo de 2007, que se esta adelantando por el
Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, esto con el fin de obtener una
cuantificación de los contaminantes atmosféricos típicos en el sector y dar alternativas
de solución para el cumplimento normativo y la disminución de posibles impactos
ambientales que se están presentando en el área de influencia de cada una de las
centrales termoeléctricas; logrando esto por medio alternativas preventivas y
correctivas que se encuentren a las necesidades del sector y que cumpla con los
requerimientos de la autoridad ambiental; con esto se pretende mejorar la calidad de
vida y del ambiente a los lugares cercanos a las plantas.
ABSTRACT
This project is based on the diagnosis of thermopower plants in Colombia. It evaluates
the power plant compliance with the current standard, Decreto 02 de 1982 and the
standard proposal for polluting atmospheric emissions, which is a draft from the
Ministerio de Ambiente Vivienda y Desarrrollo Territorial (March 2007 version). Our
goal is to quantify the typical atmospheric pollutants in this sector and give solutions to
make them standard compliance, which means a significant decrease in environmental
impact that affects the surrounding thermopower plants area. In order to achieve this,
preventive and corrective methods or alternatives would be applied, according to the
sector needs and environmental requirements. Finally, our main goal is that this
document became a basement about polluting atmospheric emissions of the
thermopower plants.
INTRODUCCIÓN
Los efectos de la contaminación del ambiente inciden principalmente en la salud y
calidad de vida de los seres humanos, la insostenibilidad en la explotación de los
recursos naturales así como el atraso en el manejo de los residuos producidos por las
actividades humanas incrementa el problema.
La generación de energía por medio de centrales termoeléctricas aporta un porcentaje
importante de la contaminación atmosférica en el país, según el CONPES 3344 las
termoeléctricas se ubican en el tercer sector contaminante en Colombia y estas solo
producen el 33% de la energía total abastecida en el país.
Este proyecto se adelanta en el marco de la modificación de la normatividad de
fuentes fija, por parte del Ministerio de Ambiente Vivienda y Desarrollo territorial –
MAVDT- y tiene como objeto el desarrollo de un soporte técnico para el
establecimiento de los nuevos límites de emisión en el sector de generación térmica
de energía.
Para el desarrollo del proyecto se realizo el diagnóstico de las centrales
termoeléctricas en Colombia, con el fin de evaluar las emisiones atmosféricas del
sector, su cumplimento con la legislación actual vigente, Decreto 02 de 1982 del
Ministerio de Salud, y la viabilidad o estrategias de estas para el cumplimiento de los
nuevos niveles de emisión de contaminantes a la atmósfera. Con base en el
diagnostico se generaron propuestas técnico-económicas para aquellas
termoeléctricas que no cumplan con los nuevos limites de emisión, estas propuestas
buscan facilitar al sector el cumplimiento normativo.
El proyecto deja las bases para la generación de estudios similares, en otros sectores
industriales que permitan el cumplimiento de las normas y faciliten a las industrias la
elección de alternativas de control.
19
1. OBJETIVOS
1.1 OBJETIVO GENERAL
Elaborar el diagnóstico de las centrales termoeléctricas en relación con sus emisiones
atmosféricas y establecer los aspectos técnicos y económicos para su reducción y
cumplimiento de estándares establecidos en la propuesta técnico-jurídica de
regulación para fuentes fijas.
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Elaborar el diagnóstico de la situación tecnológica y ambiental de las empresas
asociadas al sector termoeléctrico colombiano.
• Evaluar en forma preliminar, desde el punto de vista tecnológico, ambiental,
económico y legal, las opciones de reconversión de tecnologías o equipos de control
de emisiones del sector termoeléctrico nacional para el cumplimiento de la
normatividad actual, Decreto 02 de 1982 y el escenario futuro establecido en la
propuesta técnico-jurídica de regulación de fuentes fijas elaborada por el MAVDT.
• Establecer lineamientos técnicos que permitan estructurar una propuesta
técnico-económica a las centrales termoeléctricas, como soporte para el debido
cumplimiento de los estándares de emisión de fuentes fijas para instalaciones de
combustión con capacidad instalada superior a 50 MW.
20
2. MARCO TEORICO
2.1 GENERALIDADES SOBRE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS
La prestación del servicio de energía eléctrica en Colombia se inició a finales del Siglo
XIX y su desarrollo fue el resultado de la iniciativa de inversionistas privados, quienes
constituyeron las primeras empresas que tenían como finalidad generar, distribuir y
comercializar electricidad. El esquema de propiedad privada se mantuvo durante la
primera mitad del Siglo XX, presentándose luego un cambio gradual en la propiedad
de las empresas existentes hasta su completa estatización, cambio que fue
presionado por la clase política de las diferentes regiones, fundamentado en el
paradigma que relaciona electricidad y desarrollo económico1.
A comienzos de los años noventas, un diagnóstico efectuado sobre la gestión y logros
que habían alcanzado las empresas de electricidad en manos del Estado, mostró
resultados altamente desfavorables en términos de la eficiencia administrativa,
operativa y financiera de las empresas. El sector considerado globalmente, enfrentaba
la quiebra financiera; con este panorama, el país, a partir de la Constitución de 1991,
admitió como principio clave para el logro de la eficiencia en los servicios públicos la
competencia donde fuera posible y la libre entrada a todo agente que estuviera
interesado en prestarlos.
En 1992, como consecuencia del severo racionamiento de energía que sufrió el país,
el Gobierno expidió, haciendo uso del “estado de emergencia económica” previsto por
la Constitución, el Decreto 700 de 1993. Este Decreto entre otras decisiones, fijó
normas para la entrada de inversionistas privados en el negocio de la generación y
facultó al Gobierno para tomar decisiones sobre construcción de nuevas plantas de
1 www.creg.gov.co
21
generación y el otorgamiento de las garantías respectivas. Bajo este marco, se dio
impulso a varios proyectos previstos en el Plan de Expansión y se autorizó a las
empresas oficiales involucradas a firmar contratos de compraventa de energía a largo
plazo con los consorcios escogidos para tales efectos.
Las primeras Resoluciones expedidas por la Comisión Reguladora de Energía Gas
(CREG) para el sector eléctrico, datan de finales de 1994 y desarrollan en general los
siguientes temas: Marco regulatorio aplicable a las actividades de Generación,
Transmisión, Distribución y Comercialización. Las resoluciones reglamentan los
aspectos empresariales, comerciales, técnicos y operativos de estos negocios.
Los agentes a los que se les denomina genéricamente2 “Generadores”, son aquellos
que efectúan sus transacciones de energía en el mercado mayorista de electricidad,
que son normalmente generadores con capacidad instalada igual o superior a 20 MW.
Las plantas menores, son aquellas plantas o unidades de generación con capacidad
instalada inferior a los 20 MW. El agente Autogenerador, es aquella persona natural o
jurídica que produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias
necesidades. Por lo tanto, no usa la red pública para fines distintos al de obtener
respaldo del Sistema Interconectado Nacional, y puede o no, ser el propietario del
sistema de generación. El cogenerador, es aquella persona natural o jurídica que
produce energía utilizando un proceso de producción combinada de energía eléctrica
y energía térmica, que hace parte integrante de una actividad productiva, destinadas
ambas al consumo propio o de terceros y destinadas a procesos industriales o
comerciales y este agente puede o no, ser el propietario del sistema de Cogeneración.
El funcionamiento de las empresas esta dirigido por la Comisión de Regulación de
Energía y Gas –CREG- que tiene como función establecer los mecanismos de las
operaciones comerciales para la compra y venta diaria de la energía en la Bolsa, así
como para la celebración de contratos de energía entre los agente económicos del
Sector.
2 Ibid.
22
Con relación al mercado, el marco regulatorio ha establecido la separación de los
usuarios en dos categorías: Usuarios Regulados y No Regulados y por lo tanto los
mercados en Regulado y No regulado o Libre. La diferencia básica entre ambos,
radica en que los primeros están sujetos a un contrato de condiciones uniformes y las
tarifas son establecidas por la CREG mediante una fórmula tarifaría general, mientras
los segundos establecen con el comercializador de energía un contrato bilateral y los
precios de venta son libres y acordados entre las partes. El Sistema Interconectado
Nacional (SIN), es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados
entre si: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes
regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas
eléctricas de los usuarios. Existen tres grupos de empresas; públicas, privadas y
mixtas.
2.1.1. Tecnologías de Generación Termoeléctrica
La operación de una central termoeléctrica tiene como fundamento la conversión de
energía térmica en energía mecánica, y esta a su vez, en energía eléctrica.
La energía térmica conseguida en el proceso de combustión, es transformada en
energía mecánica, a través de un fluido, que al expandirse produce trabajo en las
turbinas. La conversión de la energía mecánica en eléctrica se efectuara a través del
accionamiento mecánico de un generador eléctrico acoplado al eje de la turbina3.
Las tecnologías para generación de energía, a través de procesos térmicos más
usadas en Colombia son las Turbinas a vapor en ciclo Rankine, Turbinas a gas, en
ciclo simple y en ciclo Stig y ciclo combinado, y las tres razones fundamentales son la
facilidad adquisición de dichas tecnologías, la alta eficiencia y la disponibilidad del tipo
3 MASTRÁNGELO, Sabino. Conceptos de Generación Termoeléctrica: Combustibles Utilizados e Impactos Ambientales. Primera parte. En: Boletín energético de la comisión nacional de energía atómica Argentina [En Línea]. N 10 (2002) <www.cnea.gov.ar/xxi/energe/b11/mastrangelo.pdf> [Citado en 30 de abril de 2007]
23
de combustible que se necesita para su operación. A continuación se explicara el
funcionamiento básico de las tecnológicas mencionadas anteriormente4.
2.1.1.1 Turbinas a Vapor en Ciclo Rankine
Las turbinas a vapor funcionan en el ciclo termodinámico conocido como Ciclo
Rankine, en el cual al final del proceso el fluido de trabajo vuelve a su estado y
composición inicial. En el Ciclo Rankine ideal se diferencian cuatro procesos como se
muestra en la Figura 2.1. Entre el proceso 1-2 se presenta un bombeo adiabático y
reversible. En la caldera una transferencia de calor al fluido de trabajo en una caldera
a presión constante. En la turbina una expansión adiabática y reversible del fluido y
luego una transferencia de calor desde el fluido de trabajo a presión constante en el
condensador. Estas turbinas pueden alcanzar una eficiencia de hasta 40 % y generan
de 50 MW hasta 1200 MW5.
Figura 2.1 Ciclo Rankine de una turbina a vapor
Fuente: Guía Ambiental para termoeléctricas (1999)
4 MINISTERIO DE AMBIENTE. Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración: Parte Aire y Ruido. Versión 1. Bogota: MinAmbiente, 1999. p 33 5 Ibid. p 36
24
2.1.1.3. Turbinas a gas en ciclo simple
Una turbina de gas simple está compuesta de tres secciones principales: un
compresor, un quemador y una turbina de potencia. Las turbinas de gas operan con
base en el principio del ciclo Brayton el cual funciona bajo los siguientes principios
termodinámicos, como se ilustra en la Figura 2.2, durante el proceso 1-2, el aire entra
al compresor en condiciones de presión, temperatura y humedad relativa del sitio,
donde es comprimido en un proceso adiabático, en el proceso 2-3 el aire es
conducido hacia la cámara de combustión en la cual se adiciona combustible (gas
natural o fuel oil Nº 2). El proceso de combustión es desarrollado en condiciones de
presión constante y genera un aumento considerable en la temperatura de los gases
producidos en el proceso de combustión, en el proceso 3-4 los gases salen de la
cámara de combustión con alta presión y temperatura y son dirigidos a la turbina. La
potencia de la unidad puede variar de 0,2 MW hasta 280 MW. La eficiencia esta entre
16 % y 39 %, la cual está directamente relacionada con el poder calorífico del
combustible que generalmente es gas natural, diesel o fuel oil # 2.
Figura 2.2 Ciclo simple de una turbina a gas
Fuente: Guía Ambiental para termoeléctricas (1999)
25
2.1.1.3 Turbinas a gas en ciclo Stig
En el ciclo Stig, se inyecta vapor en la turbina a gas, junto con los gases de
combustión; con el objeto de aumentar el caudal que pasa por la turbina y así elevar
su potencia y eficiencia. El vapor es generado en una caldera de recuperación de
calor (HRSG) aprovechando la energía contenida en los gases de escape de la
turbina a gas. Los fundamentos termodinámicos del ciclo Stig son básicamente los
mismos de la turbina a gas, a la cual se le instala una caldera de recuperación en
donde el calor remanente contenido en los gases produce vapor, el cual es inyectado
a la turbina. En cuanto a potencias y eficiencias, el ciclo Stig puede generar potencias
hasta del orden de 50 MW, con eficiencias de generación eléctrica del orden del 43%,
basadas en el poder calorífico del combustible.6
Figura 2.3. Ciclo Stig de una turbina a gas
Fuente: Guía Ambiental para termoeléctricas (1999)
6 Ibid. p 37
26
2.1.1.4 Ciclo Combinado
Este ciclo es la combinación de dos ciclos actuando en forma acoplada; el primero es
el ciclo simple de gas (Brayton) y el segundo es un ciclo Rankine, en donde el calor de
los gases de escape de la turbina da gas se aprovecha en la formación de vapor que
mueve una turbina de vapor, y ésta un generador. El ciclo combinado actúa bajo los
principios termodinámicos, donde se puede observar la transferencia de calor entre
los gases de combustión y el agua.
Figura 2.4. Ciclo Combinado
Fuente: Guía Ambiental para termoeléctricas (1999)
El calor contenido en los gases de escape producidos en la turbina a gas, es utilizado
para producir vapor en calderas de recuperación de calor (HRSG), las cuales se
acoplan a la salida de los gases de combustión de la turbina. El vapor producido en la
caldera de recuperación de calor, se emplea para mover una turbina de vapor y
27
producir energía mediante un generador eléctrico. De esta forma se aprovecha de
manera más eficiente la energía del combustible, en comparación con los ciclos de
turbina a gas y de turbina a vapor por separado. La potencia de estas centrales
térmicas en ciclo combinado son hasta de 480 MW, las cuales pueden alcanzar
eficiencias de un 60%. Los combustibles empleados en la generación son los mismos
con los cuales se operan las turbinas a gas, gas natural, Diesel y Fuel Oil No.2.
2.1.1.5 Eficiencia Térmica
La eficiencia térmica es una medida relativa de la efectividad de los ciclos7, sin
embargo es una caracterización común del funcionamiento de un ciclo, es llamado
Consumo Térmico Especifico ó HEAT RATE (HR), el cual es definido por la siguiente
expresión:
( )kwhBtuHRt
/413,3η
= Ecuación 2.1
donde:
ηt: representa la eficiencia térmica del ciclo.
2.1.2. Tipos de combustibles
La variedad de diseños de unidades de generación termoeléctrica está asociada
principalmente a los combustibles utilizados, los que comprenden una gran gama de
recursos energéticos primarios no renovables y renovables Los combustibles fósiles
(derivados del petróleo, carbón mineral, gas natural) así como los nucleares (uranio,
torio, plutonio, etc.) son clasificados como fuente primaria no renovable debido al
enorme tiempo necesario para su reposición por la naturaleza. Una fuente renovable
importante es la biomasa que puede ser originada por plantaciones especialmente
dirigidas a ese objetivo. En Colombia los combustibles más utilizados son los fósiles.
7 WELTY, James. Fundamentos de transferencia de momento, calor y masa. México. Ed. Limusa 1999.
28
Los principales combustibles empleados en los procesos de generación termoeléctrica
por cada una de las tecnologías instaladas en el país en la actualidad, se puede
observar en la Tabla 2.1.
En la forma ideal, la combustión de hidrocarburos y de carbón debería dar lugar a la
liberación de la energía correspondiente acompañada por la formación de agua y
dióxido de carbono, como únicos compuestos resultantes del proceso. Sin embargo,
la existencia de distintos tipos de impurezas en los combustibles, la presencia de
nitrógeno y otros gases en el aire, y las condiciones reales bajo las cuales se lleva
acabo la utilización de los combustibles hacen que, en muchos casos, sólo se logre
una combustión incompleta determinando la aparición de una amplia gama de
productos químicos que ingresan a la atmósfera.
Tabla 2.1 Combustible empleado por tipo de tecnología
TECNOLOGIA Turbinas a
Gas Ciclo
StigTurbina a
Vapor Ciclo Combina
do Carbón Gas Natural Fuel Oil # 2 Fuel Oil # 6
Fuente: Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y Ruido. Versión 01 Enero de 1999.
2.2 CONTAMINANTES ATMOSFÉRICOS PRODUCIDOS POR LAS CENTRALES
TERMOELECTRICAS.
Las centrales termoeléctricas son consideradas fuentes importantes de emisiones
atmosféricas y pueden afectar la calidad del aire en el área local o regional. La
combustión que ocurre en los procesos termoeléctricos genera dióxido de azufre
(S02), óxidos de nitrógeno (NOx), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono
29
(C02) y partículas, que pueden contener metales. La cantidad de cada uno dependerá
del tipo y el tamaño de la instalación, las características del combustible y la manera
en que se queme. En Colombia las centrales termoeléctricas son operadas con gas
natural, carbón mineral y en eventuales casos con fuel oil y/o ACPM. Las
concentraciones de estas emisiones y su dispersión a nivel de la tierra, se dan como
resultado de una interacción compleja de las características de la chimenea, las
cualidades físicas y químicas de las emisiones y las condiciones meteorológicas en el
área donde se hace la emisión durante el tiempo que se requiere para que las
emisiones se trasladen desde la chimenea hasta el receptor a nivel de la tierra, las
condiciones topográficas del área de influencia de la planta y las áreas circundantes.
Tabla 2.2 Emisión de contaminantes de acuerdo al combustible empleado.
COMBUSTIBLE SOX NOX CO CO2 VOC PARTICULAS
CARBÓN X X X X X X GAS NATURAL X X X X FUEL OIL Nº 2 X X X X X FUEL OIL Nº 6 X X X X X X
Fuente: Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y Ruido .Versión 01 Enero de 1999.
2.2.1. Contaminantes Atmosféricos producidos por las centrales termoeléctricas
En las centrales de generación la principal fuente de emisión de contaminantes
atmosféricos la constituye el proceso de combustión. Los gases son emitidos a la
atmósfera a través de la chimenea cuya altura y diámetro obedece generalmente a
parámetros termodinámicos de diseño. Los contaminantes que generalmente son
emitidos son; el óxido de azufre, óxido de nitrógeno, monóxido de carbono,
compuestos orgánicos volátiles y material particulado, los cuales generan efectos en
la salud.
30
2.2.1.1 Material Particulado
El Material Particulado son las partículas sólidas o líquidas del aire, incluyen
contaminantes primarios como el polvo y hollín y contaminantes secundarios como
partículas líquidas producidas por la condensación de vapores. Siendo las partículas
con menos de 10 y 2,5 micrómetros de diámetro (PM10 y PM2,5) las más peligrosas
para el hombre porque tienen mayor probabilidad de ingresar a la parte interior de los
pulmones.
En la naturaleza, el material particulado se forma por muchos procesos, tales como la
acción del viento sobre zonas deforestadas, polinización de plantas e incendios
forestales. Las principales fuentes antropogénicas de pequeñas partículas incluyen la
quema de combustibles sólidos como la madera y el carbón, las actividades agrícolas
como la fertilización y almacenamiento de granos y la industria de la construcción8.
2.2.1.2 Óxidos de Azufre SOX
Los óxidos de azufre son gases incoloros que se forman en la combustión del azufre.
El dióxido de azufre (SO2) es la forma química del contaminante usada para su
determinación. La fuente primaria de óxidos de azufre es la quema de combustibles
fósiles, debido a que el azufre se encuentra presente en los hidrocarburos y reacciona
con el oxígeno en el proceso de combustión para formar dióxido de azufre. La
cantidad del azufre que es emitido al aire (como dióxido de azufre) es casi la misma
cantidad de azufre presente en el combustible, la cual depende generalmente de su
origen de extracción.
Los óxidos de azufre una vez emitidos, por procesos físico químicos en la atmósfera
son fuente de material partículado ultra finó que afecta la calidad del aire y por ende la
salud mediante la potenciación de enfermedades respiratorias y contribuyen a la
8 Ibíd., p 5
31
formación de lluvia ácida que puede perjudicar las fuentes de agua, la flora, la fauna y
materiales de construcción9.
2.2.1.3 Óxidos de Nitrógeno NOx
Los óxidos de nitrógeno son un grupo de gases formados por diferentes
combinaciones de nitrógeno y oxígeno. El nitrógeno es el elemento más común del
aire y representa el 79% del aire que respiramos. Los óxidos de nitrógeno incluyen
compuestos como óxido nítrico (NO) y dióxido de nitrógeno (NO2). El término NOx se
refiere a la suma de estas dos sustancias.
El dióxido de nitrógeno puede causar efectos en la salud. En el proceso de
combustión, el nitrógeno en el combustible y aire se oxidan para formar óxido nítrico y
algo de dióxido de nitrógeno. Los óxidos nítricos emitidos en el aire se convierten en
dióxido de nitrógeno mediante reacciones fotoquímicas condicionadas por la luz solar.
Una relación aire/combustible reducida da lugar a altas emisiones de óxidos de
nitrógeno. Adicionalmente, las altas temperaturas que se registran en el interior de las
cámaras de combustión y/o calderas provocan la oxidación del nitrógeno atmosférico,
produciéndose óxidos de nitrógeno que son expulsados por la chimenea de escape10.
2.2.1.4 Monóxido de Carbono
El monóxido de carbono (CO) es un gas incoloro e inodoro que resulta de la
combustión incompleta de combustibles fósiles. Una cantidad significativa del CO 9 PATRONATO PARA EL MONITOREO DE LA CALIDAD DEL AIRE DE SALAMANCA: Los contaminantes del aire. [En línea]. Disponible en: http://www.prodigyweb.net.mx/ redmas/default.httm (2005).[Citado en 30 de abril 2007]
10 ESTIMACIÓN DE LAS EMISIONES CONTAMINANTES POR FUENTES MÓVILES A NIVEL NACIONAL Y FORMULACIÓN DE LINEAMIENTOS TÉCNICOS PARA EL AJUSTE DE LAS NORMAS DE EMISIÓN. Paula Carolina Castro Peña, Lina Margarita Escobar Winston. Bogotá: Universidad de La Salle. Facultad de Ingeniería Ambiental y Sanitaria, 2006.
32
emitido en áreas urbanas es producto de los vehículos automotores. El CO es un gas
venenoso, que se produce en la quema del combustible fósiles, es un gas más
pesado que el oxígeno o el aire y desplaza al oxígeno de la atmósfera en pequeñas
cantidades, el CO causa dolores de cabeza, mareos y nauseas. En grandes
cantidades es mortal, porque priva al cuerpo del oxígeno necesario en sus
pulmones11.
2.2.1.6 Compuestos Orgánicos Volátiles VOC
Los VOC pueden ser moléculas orgánicas o hidrocarburos no quemados. Se pueden
formar en las siguientes situaciones: durante la combustión (a baja temperatura),
formados por combustible no quemado a causa de una combustión incompleta
(productos de combustión incompleta PICs). Son emitidos principalmente cuando se
usan combustibles derivados del petróleo. Estas sustancias están compuestas por:
carbono e hidrógeno, Incluyendo: Hidrocarburos aromáticos, Oleofinas, Parafinas,
Aldehídos, cetonas, hidrocarburos halogenados.
2.2.1.7 Efectos en la Salud.
Las consecuencias relacionadas con la exposición a la contaminación atmosférica son
diversas y según estudios epidemiológicos12 los principales efectos van desde
aumento en la mortalidad total por causas respiratorias y cardiovasculares a las
alteraciones del funcionamiento pulmonar y otros síntomas, pasando por un
incremento en el número de visitas médicas e ingresos hospitalarios, es decir el
aumento de la morbilidad. Los efectos que en la salud generan las centrales
termoeléctricas dependen de la calidad y el tipo de combustible con el cual la central
opere. A continuación algunos efectos de los contaminantes a la salud humana. Los
11 Ibíd., p 4 12 CEPIS. Efectos de la contaminación atmosférica sobre la salud: una introducción. En : Revista Especializada en Salud Pública 1999: 73: 109-121 N.” 2 - Marzo-Abril 1999
33
Óxidos de Azufre (SOx) Causa problemas respiratorios. En exposiciones cortas, a
partir de 250 µg/m³ afecta el sistema respiratorio de los niños, y a partir de 500 µg/m³
el de la población general. Puede generar problemas permanentes en los pulmones.
Monóxido de Carbono CO, Reacciona con la hemoglobina de la sangre y desplaza al
oxígeno, con lo que reduce la capacidad de la sangre para oxigenar las células y
tejidos del cuerpo. El CO puede ser particularmente peligroso para personas con
problemas de corazón o circulatorios, con los pulmones dañados o con problemas
respiratorios, Óxidos de Nitrógeno (NOx), Irritacion de ojos y garganta .En
concentraciones altas los NOx provocan un agravamiento de las enfermedades
pulmonares, cardiovasculares y renales. Estudios epidemiológicos indican que el NO2
es cuatro veces más tóxico que en NO. Compuestos Orgánicos Volátiles (VOC)
Causan problemas respiratorios, irritación de los ojos, reducción de la visibilidad.
Muchos de estos compuestos, principalmente los aromáticos, son clasificados como
cancerígenos, otros como el metano tienen una alta capacidad de retención de calor,
de igual manera que el CO2, son considerados gases de efecto invernadero. Algunos
PICs pueden ser particularmente tóxicos o peligrosos. Material particulado, Generan
irritación en las vías respiratorias, fundamentalmente nariz y garganta, daños en los
pulmones, bronquitis y empeoramiento de afecciones pulmonares.
2.3 METODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS EMISIONES ATMOSFÉRICAS
La evaluación y el control de la contaminación atmosférica requieren de una adecuada
determinación de las emisiones de contaminantes y ruido procedentes de las diversas
fuentes.
De acuerdo a esto en la legislación ambiental, existen tres alternativas para
determinar la intensidad de la emisión de uno o más contaminantes, para una fuente,
los cuales son aplicables al sector termoeléctrico. Estos métodos son: Balances de
masa, factores de emisión y medición directa de las emisiones.
34
2.3.1 BALANCES DE MASA
Por este método se contabilizan las corrientes de sólidos, líquidos o gases que entran
y salen del proceso completo o de una determinada unidad del mismo, mediante la
simulación teórica de las reacciones químicas que se llevarían a cabo en el proceso
de combustión. Este método permite realizar estimaciones aproximadas de pérdida de
materiales. Es de uso común, conjuntamente con medidas experimentales, para
establecer la influencia de diferentes parámetros del proceso en los niveles de
emisión y para detectar errores importantes en los resultados experimentales,
aplicación de factores de emisión o mediciones directas13.
Para evaluar las emisiones de los procesos de generación termoeléctrica, se pueden
realizar los balances de masa sobre el proceso global de combustión, como se
muestra en la Figura 2.1. Para efectuar el balance es necesario conocer, como
mínimo: El análisis elemental del combustible, el análisis de los residuos sólidos en el
caso de los carbones y sólidos, la cantidad de aire suministrado y su humedad; si se
expresan los productos en unidades volumétricas es necesario conocer la
temperatura de emisión14. Los cálculos para realizar el balance de masa son los
mismos, para todos los tipos de combustibles.
13 Medida de la Contaminación Atmosférica Procedente de Centrales Térmicas: Medida de Emisiones. Madrid: Cinemat, 1991. 14 MINISTERIO DE AMBIENTE. op cit p 58.
35
Figura 2.5. Proceso de combustión
Fuente: Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y Ruido .Versión 01 Enero de 1999.
2.3.2 FACTORES DE EMISIÓN
Un factor de emisión es la relación entre la cantidad de contaminante emitido a la
atmósfera y una unidad de actividad. Los factores de emisión, en general, se pueden
clasificar en dos tipos: los basados en procesos y los basados en censos.
Por lo general, los primeros se utilizan para estimar emisiones de fuentes puntuales y
a menudo se combinan con los datos de actividad recopilados en encuestas o en
balances de materiales. Por otro lado, los factores de emisión basados en censos se
usan generalmente para estimar emisiones de fuentes de área15. En general, los
factores de emisión proporcionan un procedimiento rápido y útil de estimación de las
emisiones. La aplicación debe ser cuidadosa ya que estos no incorporan la influencia
de diferencias de diseño, régimen de marcha, modos de operación y mantenimiento 15 Instituto Nacional de Ecología de México. Estimación de emisiones mediante factor de emisión. Disponible en: http://ine.gob.mx/ueajei/publicaciones/libros/457/estimacion3.pdf. [Citado en: abril 10 de 2007]
36
de equipos, lo cual puede ser condición determinante de los resultados obtenidos para
cada caso específico16.
Pueden emplearse para detectar errores importantes en resultados de muestreo o
como indicativo de la emisión potencial, de un contaminante a partir de una fuente de
emisión. No son límites o estándares de emisión, debido a que representan,
esencialmente, un promedio del rango de la tasa de emisión, para una tecnología y un
combustible determinado.
La Environmental Protection Agency de los Estados Unidos (EPA) recopila estos
factores para diversas actividades incluida la generación termoeléctrica, los cuales se
encuentran disponibles en el documento COMPILATION OF AIR POLLUTANT
EMISSION FACTORS AP-42, catalogados de la siguiente forma17: Para diferentes
tecnologías, a partir del combustible usado; para diferentes combustibles, a partir de
la tecnología de generación; para fuentes de área como patios de ceniza y patios de
carbón.
Los factores de emisión pueden clasificarse de acuerdo a su calidad, con base en los
métodos de medición utilizados y la confiabilidad de los organismos que los generan.
Un factor de alta calidad se obtiene de muestreos amplios realizados con
metodologías aceptadas. Los factores que se obtienen de muestreos muy limitados y
con métodos de medición dudosos son de menor calidad y los factores obtenidos por
la extrapolación de otros procesos similares son los menos confiables. En la tabla 2.4
se presenta la clasificación de estos factores de emisión como lo realiza la EPA.
16 MINISTERIO DE AMBIENTE. Op cit. p 61 17 ENVIRONMENTAL PROTECTION AGENCY EPA. Compilation of Air Pollutant Emission Factors. Volumen I and II. AP-42. 5ª ed. Edition. USA, 1995.
37
Tabla 2.3 Clasificación de los factores de emisión
CLASE DE FACTOR
CALIFICACIÓN CARACTERÍSTICA
A Excelente
El factor se obtiene de una muestra aleatoria representativa, de tal manera que el número de observaciones garantiza la minimización de la variabilidad.
B Encima del promedio
El factor se obtuvo de una muestra “razonablemente grande” de fuentes. Si bien no es posible determinar la representatividad de la muestra el número de observaciones permite suponer que el factor es más o menos confiable.
C Promedio El factor se obtuvo de una muestra no muy amplia pero suficientemente grande como para minimizar la variabilidad.
D Debajo del promedio
La muestra utilizada es demasiado pequeña y no permite determinar si las observaciones representan el universo de estudio. Además se cuenta con evidencia de altas variaciones entre las fuentes consideradas.
E Pobre
El tamaño de la muestra no es ni siquiera razonable o representativo o se pueden desconocer los métodos utilizados en las mediciones.
Fuente: EPA (1998).
2.3.3. MEDICIÓN DE LAS EMISIONES
La medición directa de las emisiones permite incorporar todas las características
diferenciales de la fuente y de los contaminantes. La medida de las emisiones, por
métodos continuos o puntuales, se efectúa en una sección transversal del ducto de
38
emisión o chimenea, el punto o puntos de medición se eligen en función de las
condiciones de flujo de los gases, los contaminantes a medir, objetivos del programa
de medida, condiciones de operación, seguridad de los técnicos y equipos.
La medición directa, es la forma más compleja y costosa, pero más confiable de
determinar las emisiones, aunque no está exenta de errores. En términos generales,
la calidad de los resultados de un programa de medida lo determina el efecto
combinado de la precisión del equipo de muestreo, la técnica analítica, la calibración
de los equipos de medición y el proceso de cálculo. En la práctica, la limitación más
significativa se encuentra asociada a la disponibilidad de equipos certificados,
personal calificado y el costo mismo de los muestreos18.
2.3.3.1 Aspectos básicos de las mediciones directas. Para determinar la emisión de
un contaminante por medio de una medida directa, es necesario conocer los
parámetros termodinámicos de la corriente de flujo, entre ellos: humedad,
composición macro, velocidad, caudal, temperatura de la emisión y parámetros de la
chimenea tales como la altura y las características de la sección (rectangular,
cuadrada, circular, diámetro, etc.).
Algunos de estos parámetros se pueden obtener directamente de información
suministrada por el fabricante, calculada teóricamente o por medio de los parámetros
de operación de la planta, sin embargo, en plantas existentes es conveniente realizar
estas mediciones ya que los parámetros termodinámicos pueden variar con el tiempo
o haber cambiado por reformas, reparaciones, mantenimientos o condiciones de
operación diferentes a las del diseño original.
Por otra parte, algunos métodos de medición de referencia de contaminantes, como el
de material partículado, exigen conocer de manera detallada el comportamiento
termodinámico de la corriente de emisión durante el muestreo, para que este se
realice en condiciones isocinéticas (la muestra de gas debe tomarse de la chimenea
de tal manera que la velocidad de succión del gas sea igual a la velocidad con la que
circula el gas en la chimenea y además se deben conservar los valores de
18 MINISTERIO DE AMBIENTE. Op cit, p 72
39
temperatura y humedad en el recorrido de la muestra, desde la boquilla hasta la
captura y almacenamiento del contaminante)19.
En términos generales, el procedimiento a seguir, para la medición de las emisiones
de contaminantes, consta de los pasos que se ilustran en la tabla 2.5. Los
contaminantes en fase gaseosa se mezclan con facilidad y no se encuentran
sometidos a efectos de inercia importantes, por lo que algunas veces no se requiere
muestreo isocinético. La determinación de algunos contaminantes se realiza
simultáneamente con el muestreo de partículas, por lo tanto, se requiere el muestreo
isocinético.
Tabla 2.4 Procedimiento para el muestreo isocinético.
PASOS ACCIONES METODO DE REFERENCIA
Puesta en marcha
Curva de calibración en sitio Verificación tren de muestreo Medición de fugas Verificación tubos pitot Verificación termoresistencias Verificación sistema de calentamiento Verificación sistema de enfriamiento Verificación de sistema de colección de muestras
Actividades preliminares
Puntos de muestreo Determinación numero mínimos de puntos de muestreos Cuantificación de turbulencia del flujo
Método 1
Determinación de la velocidad en la chimenea Determinación de la temperatura y presión de succión Selección de la boquilla de succión
Método 2
Determinación del contenido de humedad Método 4 Determinación del peso molecular del gas Método 3 Determinación de la emisión de partículas Método 5
Determinación de la emisión de óxidos de azufre Método 6
Muestreo de parámetros
Determinación de la emisión de óxidos de nitrógeno Método 7 Comprobación del %
de isocinetismo Cálculo del % de isocinetismo Método 5
Recuperación de la muestra de partículas Método 5 Recuperación de la muestra de óxidos de azufre Método 6 Muestreo de
parámetros Recuperación de la muestra de óxidos de nitrógeno Método 7
Cálculos para determinar la concentración de partículas Método 5 Cálculos para determinar la concentración de óxidos de azufre Método 6
Cálculos Finales Cálculos para determinar la concentración de óxidos de nitrógeno Método 7
Fuente: Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y Ruido .Versión 01 Enero de 1999.
19 MEDIDA DE LA CONTAMINACIÓN ATMOSFÉRICA: Procedente de Centrales Térmicas: Medida de Emisiones. Madrid: Cinemat, 1991.p 14.
40
2.4 MARCO LEGAL DE LA CONTAMINACIÓN DEL AIRE
En el ámbito jurídico en Colombia desde 1974, se viene desarrollando el tema del uso
apropiado de los recursos naturales, en el Decreto 2811 del mismo año, por el cual se
acoge el Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y Protección al Medio
Ambiente, en el titulo séptimo, segunda parte, sobre la atmósfera y del espacio aéreo,
en el articulo 75 se establece que se dictaran disposiciones para prevenir la
contaminación atmosférica, tales como la concentración de las sustancias capaces de
causar perjuicios o deterioros en la salud y los métodos para evitar la contaminación
atmosférica entre otras disposiciones; en la Ley 09 de 1979 en el artículo 42, se
estipula que el responsable de reglamentar lo relacionado con las normas de emisión
de contaminantes el Ministerio de Salud, quien en el año de 1982 expide el Decreto
02, en el cual se establecen en el capitulo IV, V y VI normas de emisión de material
particulado para algunas fuentes fijas, como lo son las calderas a base de carbón,
fabricas de cemento, Industrias metalúrgicas, plantas productoras de asfalto y
mezclas asfálticas, y nominadas como otras industrias las que no se encuentran
específicamente reguladas; para la emisión de óxidos de azufre a las plantas
productoras de ácido sulfúrico y la altura de emisión mínima de la chimenea empleada
para las calderas, hornos y equipos que utilicen combustibles sólidos y líquidos; para
la emisión de óxidos de nitrógeno las plantas de ácido nítrico y los incineradores.
En el año de 1991 en la reforma a la Constitución Política de Colombia, en el titulo
segundo capitulo tercero, se considera un derecho colectivo el de gozar de un
ambiente sano y del deber del estado proteger la diversidad e integridad del ambiente,
que fundamenta la creación del Ministerio del Medio Ambiente y se reordena el sector
público encargado de la gestión y conservación del medio ambiente y los recursos
naturales renovables, se organiza el Sistema Nacional Ambiental, SINA por medio de
la Ley 99 de 1993; posteriormente el Ministerio expide el Decreto 948 de 1995,
relacionado con el Reglamento de Protección y Control de la Calidad del Aire, donde
se consagran las normas y principios generales para la protección atmosférica, así
41
como los mecanismos de prevención y control, competencias para la fijación de
normas y los instrumentos y medios de control y vigilancia. Actualmente este decreto
esta en proceso de modificación y reglamentación, mediante regulaciones que
permitan su aplicabilidad, las cuales contienen normas específicas para emisiones de
fuentes fijas. A continuación se presentan los artículos de interés para el desarrollo
de este proyecto.
2.4.1. DECRETO 02 DE 1982
Por el cual se reglamenta parcialmente el Titulo I de la Ley 09 de 1979 y el Decreto
2811 de 1974, en cuanto a las emisiones atmosféricas. En este decreto en el Capitulo
III se determinan las normas generales de emisión de fuentes fijas, las cuales están
establecidas en condiciones de referencia (25ºC y 760 mmHg), es por ello que se
requiere el factor de modificación, señalado en el artículo 42, como se presenta en la
tabla 2.6, y cuando la fuente este ubicada diferente a lo señalado en este articulo se
deberá modificar multiplicándola por un factor K, de acuerdo al artículo 43, aplicando
la siguiente formula:
HpbhK 04.0760
+= Ecuación 2.2
donde K Factor de modificación por altitud
pbh Presión barométrica del lugar en milímetros de mercurio.
H Altitud sobre el nivel del mar en miles de metros.
42
Tabla 2.5 Factores de modificación de la norma de emisión de fuentes fijas.
ALTITUD SOBRE EL NIVEL DEL MAR
FACTOR DE MODIFICACION
(metros) K 500 0,969 750 0,954
1000 0,939 1250 0,923 1500 0,908 1750 0,893 2000 0,878 2250 0,862 2500 0,847
Fuente: Articulo 42 del Decreto 02 de 1982.
En el capitulo IV se establecen las normas de emisión en calderas a base de carbón,
respecto a las partículas que se pueden emitir a la atmósfera, las cuales se expresan
en función del consumo calorífico en kilos de partículas por millón de kilocalorías
consumidas por hora, la cual se presenta en la tabla 2.7.
Tabla 2.6 Normas de emisión de partículas para calderas a base de carbón.
CONSUMO DE CALOR POR
HORA millones de kcal
ZONA RURAL
kilos/106kcal
ZONA URBANA
kilos/106kcal
ALTURA DE DESCARGA
m
10 o menos 3,00 2,00 15 25 2,24 1,45 20 50 1,79 1,14 25 75 1,57 0,99 30
100 1,43 0,90 40 200 1,15 0,71 45 300 1,01 0,61 50 400 0,92 0,55 55 500 0,86 0,51 60 750 0,75 0,45 100
1000 0,68 0,40 115 1500 ó mas 0,60 0,35 120
Fuente: Articulo 48 del Decreto 02 de 1982.
43
Los valores señalados anteriormente están dados por fuentes a nivel del mar y para
elevación de descarga iguales a la altura de referencia indicada, cuando sea diferente
a estas condiciones se debe multiplicar por el factor k señalado anteriormente. La
interpolación de los diferentes valores de las normas de emisión a que se refiere el
artículo 48, esta señalada por las siguientes según las zonas indicadas.
Tabla 2.7 Ecuaciones de la norma de emisión de material particulado para calderas a base de carbón.
Máxima emisión permisible de partículas (kilos/106kcal) Millones de kcal/hora
a) Zona rural
E= 3.0 E=6.29 P-0,321 E= 0.6
P≤10 10<P<1500 P≥1500
b) Zona urbana
E= 2.0 E=4.46 P-0,348 E= 0.35
P≤10 10<P<1500 P≥1500
Fuente: Articulo 49 del Decreto 02 de 1982.
donde
E Emisión máxima permisible de partículas expresadas en millones de kilocalorías consumidas por hora. P Poder liberado por el combustible en millones de kilocalorías consumidas por hora.
Los factores de corrección de las normas de emisión para calderas en puntos de
descarga cuya altura sea diferente a la altura de referencia, son los que se presentan
en la tabla 2.9, para los valores de consumo de calor no indicados en esta tabla, se
44
debe emplear un factor de corrección que se determina mediante la interpolación
lineal de los valores ΔE, señalados por la siguiente ecuación:
( )EhEE Δ×Δ±=´ Ecuación 2.3
donde
E´ Emisión permisible corregida para una caldera con punto de descarga de altura h, diferente a la altura de referencia. E Emisión máxima permisible, modificada por altitud sobre el nivel del mar, si es el caso. Δh Diferencia en metros, entre la altura de referencia y la altura de descarga. ΔE Factor de corrección.
Tabla 2.8 Factores de corrección de las normas de emisión de material partículado para calderas a base de carbón.
CONSUMO DE CALOR
106 kcal/hora
ZONA RURAL*
ZONA URBANA*
ALTURA DE
DESCARGA m
25 0.050 0.075 15 50 0.040 0.065 20 75 0.030 0.060 20
100 0.020 0.042 30 200 0.015 0.032 30 300 0.010 0.022 40 400 0.006 0.013 40 500 0.005 0.011 50 750 0.004 0.009 60
1000 0.003 0.007 80 1500 ó mas 0.0025 0.006 100
Fuente: Articulo 51 del Decreto 02 de 1982. * Reducción o adición en kilos/106kcal por cada metro de aumento o disminución de la altura de descarga con respecto a la altura de referencia (ΔE)
Con respecto a la emisión de óxidos de azufre se establece en este decreto que no se
debe emitir gases provenientes de su combustión por una chimenea cuya altura sea
inferior a la que se presenta a continuación.
45
Tabla 2.9 Altura mínima requerida para emisión de óxidos de azufre en calderas a base de carbón.
CONSUMO DE CALOR
106 kcal/horaALTURA MÍNIMA REQUERIDA
(m)
10 ó menos 15 15 20 11-40 20 25 30
50 20 30 35 75 30 37 50
100 35 45 65 200 40 52 72 300 45 60 80 400 52 67 95 500 60 75 110 750 85 100 130
1000 110 125 150 2000 ó mas 125 150 Contenido
ponderado de azufre
1.4 ó menos 1.5-2.9 3.0-6.0
Fuente: Articulo 79 del Decreto 02 de 1982.
2.4.2. DECRETO 1697 DE 1997
Este decreto fue expedido por el Ministerio de Medio Ambiente y es por medio del cual
se modifica parcialmente el Decreto 948 de 1995. En este decreto se define que las
calderas u hornos que utilicen como combustible gas natural o gas licuado del
petróleo, en un establecimiento industrial o comercial o para la operación de plantas
termoeléctricas con calderas, turbinas y motores, no requerirán permiso de emisión
atmosférica.
2.4.3. PROYECTO DE NORMA DE EMISIÓN DE CONTAMINANTES ATMOSFERICOS.
Este proyecto de norma tiene como objeto principal establecer los estándares de
emisión admisibles de contaminantes al aire producidos por fuentes fijas, adopta los
procedimientos de medición de emisiones para fuentes fijas y reglamenta los
convenios de reconversión a tecnologías limpias, de tal manera que se contribuya a
46
proteger la salud de la población de aquellos efectos crónicos y agudos que puedan
ser causados por la concentración de contaminantes en el aire ambiente. En el
Capitulo IV de este proyecto de norma se establecen los estándares de emisión
admisibles de contaminantes al aire para instalaciones de combustión con capacidad
instalada superior de 50 MW, los cuales se presentan en la tabla 2.10, en condiciones
de referencia y según la Versión de marzo de 2007. Dichos estándares de emisión
deberán cumplirse en cada uno de los puntos de descarga de las instalaciones de
combustión, pero la propuesta no incluye a las centrales termoeléctricas con
capacidad instalada menor de 50 MW.
Tabla 2.10 Estándares de emisión admisibles de contaminantes al aire según la propuesta de norma
COMBUSTIBLE MP (mg/m3)
SOx (mg/m3)
NOx (mg/m3)
Sólido 30 50 200 Liquido 30 50 200 Gaseoso 30 50 200
Fuente: Propuesta de norma de emisión de contaminantes a la atmósfera. Estos valores están sujetos a modificación por parte del MAVDT.
2.4.4 LICENCIAS AMBIENTALES
Con la expedición de la Ley 99 de 1999, se estableció, entre otras, la reglamentación
para la obtención de licencias ambientales relacionadas con el desarrollo de proyectos
de generación. En este sentido la Ley 143 de julio de 1994 (Ley Eléctrica), incorporó
que el desarrollo de proyectos eléctricos en el país deberá considerarse dentro de
criterios ambientales.
En este orden de ideas, a través del Decreto 1220 del 21 de abril de 2005, MAVDT,
reglamentó y estableció el concepto y alcance de una licencia ambiental, así como la
expedición por parte del Ministerio y de las Corporaciones Autónomas Regionales
para el desarrollo de proyectos de generación. Por otra parte, este mismo Decreto en
su artículo 1, establece que todos los estudios ambientales como diagnóstico
47
ambiental de alternativas y estudio de impacto ambiental se elaboraran con base en
términos de referencia expedidos por el Ministerio de Ambiente Vivienda y Desarrollo
Territorial MAVDT.
Recientemente el MAVDT, expidió la Resolución 1287 de 2006, en la se acogen los
términos de referencia para la elaboración del estudio de impacto ambiental para la
construcción y operación de centrales térmicas generadoras de energía eléctrica con
capacidad instalada igual o superior a 100 MW y se adoptan otras determinaciones.
48
3. METODOLOGIA PARA LA ELABORACIÓN DEL PROYECTO
Para elaborar el diagnostico y evaluar las alternativas para el cumplimiento de la
norma de emisión de fuentes fijas por parte de las centrales termoeléctricas en
Colombia, se siguieron 5 pasos fundamentales para el cabal desarrollo del proyecto y
serán relacionados a continuación y se resume en el Cuadro 5.1.
1.) Recopilación y organización: Se recopilara información en tres grupos: datos
generales de las centrales (nombre ubicación, altura sobre el nivel del mar, etc.),
datos técnicos (altura y diámetro de la chimenea, temperatura de los gases, caudal,
tipo y cantidad de combustible, tiempo de operación, capacidad de generación, entre
otros), datos ambientales (datos de emisión de la chimenea, equipo de control y
eficiencia del mismo, etc.). Dicha información será recopilada de los informes
ambientales enviados por las centrales a las diferentes autoridades ambientales
(MAVDT, CAR´s), los datos técnicos y de operación en fueron suministrados por la
Unidad de Plantación Minero Energética –UPME -, Comisión de Regulación de
Energía y Gas –CREG-, Ministerio de Minas y Energía, INGEOMINAS, entre otros.
Actividades desarrolladas:
Determinación de escenario de trabajo.
Ubicación de la información.
Identificación de las generalidades del sector energético.
Elaboración de formato para la recopilación de información.
Revisión de los informes de seguimiento ambiental ubicados en el MAVDT.
Solicitud de los informes de seguimiento ambiental a las CAR´s.
Solicitud de información técnica faltante a la Unidad de Planeación Minero
Energética –UPME- y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG-
Selección de la información.
49
2.) Diagnostico del las centrales termoeléctricas en Colombia: Se analizará la
información y con base en ella se elaborara el diagnostico situacional de las
emisiones atmosféricas en las centrales termoeléctricas de faltar datos de emisión
estos serán evaluados por los factores de emisión de la Environmental Protección
Agency –EPA- divulgados en el Documento AP-42. Este diagnóstico es el soporte del
presente proyecto, porque permite tener una visión real de la situación actual.
Actividades desarrolladas:
Valoración de las emisiones atmosféricas faltantes con factores de emisión EPA
–documento AP-42.
Evaluación de cumplimiento de la normatividad vigente actualmente Decreto 02
de 1982 de Ministerio de Salud.
Evaluación del cumplimento en el escenario futuro. Propuesta de norma de
emisión de fuentes fijas MAVDT.
Comparación de la propuesta de norma con la normatividad internacional.
Selección de las centrales térmicas que requieren control para el cumplimiento
de la propuesta deforma de emisión.
3.) Definición de equipos de control de emisiones: De acuerdo a los resultados
hallados en el diagnostico se determinan los equipos que sean necesarios para
instalar en las centrales termoeléctricas para el cumplimiento de la norma de emisión
de fuentes fijas.
Actividades desarrolladas:
Definición de porcentajes de eficiencia de remoción para los equipos
requeridos.
Identificación de los equipos de control que se ajusten a ese rango de eficiencia.
Propuesta de equipos de control para cada contaminante y de acuerdo a la
remoción requerida.
50
4.) Definición de alternativas mejoramiento tecnológico: De acuerdo a los
resultados hallados en el diagnostico se determinan las alternativas que sean
convenientes para las centrales termoeléctricas que permitan el cumplimiento de la
norma de emisión de fuentes fijas.
Propuesta de mejoramiento técnico y de calidad de combustible que
reduzcan las emisiones atmosféricas
5.) Evaluación y análisis de costo: De acuerdo con la alternativa de mayor
eficiencia, también es importante comparar los costos que generaría al sector, para
esto se realizara un análisis de costo para determinar la mejor opción, tanto técnica
como económica.
Evaluación de los costos de los equipos de control por medio de los
manuales de costos de la EPA. Figura 3.1. Diagrama de la metodología para el desarrollo del proyecto.
Fuente: Las autoras (2007).
Definición de alternativas de reconversión
tecnológica y análisis
Recopilación y organización
de la
DIAGNOSTICO DEL LAS CENTRALES
TERMOELÉCTRICAS
Definición de equipos de control
de emisiones y análisis de costos
ANÁLISIS DE COSTO-BENEFICIO Y ELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA
TÉCNICO ECONÓMICO
51
4. DIAGNOSTICO DE LAS EMISIONES ATMOSFÉRICAS EN LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS COLOMBIANAS
En Colombia la demanda de energía va en aumento como se muestra en la gráfica
4.1, y para el año 2006 alcanzo los 49.31720 GW/años. Desde el racionamiento en
1992, el Ministerio de Minas y Energía puso en marcha un plan para aumentar la
disponibilidad de las plantas de generación térmica del Sistema Interconectado
Nacional –SIN-, buscando con esto mejorar la estabilidad del sistema y poder suplir
las demandas variables del mercado.
Gráfica 4.1 Demanda de energía en los últimos seis años en Colombia.
42711,743885,2
45231,546464,0
47895,649317,3
41000
44000
47000
50000
20012002
20032004
20052006
AÑO
DEM
AN
DA
(GW
h/añ
o)
Fuente: Plan de expansión de referencia generación - transmisión 2006 – 2020. UPME 2007
La generación de energía en el país se divide así: las plantas hidráulicas constituyen
el 63,92%; las térmicas a gas el 27,41% y a carbón el 5,2%. Las plantas menores
hidráulicas el 3,08% y las menores a gas el 0,17%. Los cogeneradores representan el
0,15% y la planta eólica el 0,07%24.
20BOLETÍN ESTADISTICO DE MINAS Y ENERGIA 1999-2005.Unidad de Planeación Minero Energética –UPME- 2005.
52
Gráfica 4.2 Generación de energía de acuerdo al recurso empleado.
Fuente: Las autoras. Información UPME 2005
Para la generación de energía en las centrales termoeléctricas varia continuamente su
consumo de combustible, esto debido a los requerimientos del SIN.
Aproximadamente se consume en las unidades a gas anualmente de 180 a 230
millones de pies cúbicos, según el comportamiento de los últimos 5 años; en las
carboeléctricas el consumo de carbón se encuentra entre los 800 y 1200 miles de
toneladas anuales, para la generación de energía. Este consumo varia de acuerdo al
poder calorífico contenido en el combustible y principalmente el que se encuentra
cercano a la zona y con disponibilidad, debido a que las centrales firman un contrato
de disponibilidad de cargos, es decir cuando el SIN requiera de la energía de la planta
esta debe estar en condiciones para iniciar su puesta en marcha.
Hidraulica63,92%
Termica (Gas)27,41%
Termica menor0,17%
Cogeneración0,15%
Eólica0,07%
Termica (Carbón)5,20%
Hidraulica menor3,08%
53
Gráfica 4.3 Consumo de gas natural en centrales termoeléctricas del año 2001 al 2006.
CONSUMO DE GAS NATURAL EN CENTRALES TERMOELÉCTRICAS 2001-2006
222,98
205,12
189,00186,00
199,49 200
2001 2002 2003 2004 2005 2006
AÑO
Mft3
Fuente: Las autoras. De acuerdo a los datos suministrados por la UPME 2005.
Gráfica 4.4 Consumo de carbón en centrales termoeléctricas del año 2001 al 2006
CONSUMO DE CARBON EN CENTRALES TERMOELÉCTRICAS 2001-2006
959,00
860,00
1274,00
806,72
1022,68
1248,49
2001 2002 2003 2004 2005 2006
AÑO
kTon
Fuente: Las autoras. De acuerdo a los datos suministrados por la UPME 2005.
54
4.1. GENERALIDADES DE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS.
En este proyecto, se analizaron 16 plantas termoeléctricas, las cuales consumen
como combustibles, carbón y gas natural21. En el país existen 3 carboeléctricas con
una capacidad total instalada 705 MW y corresponden al 5.2% de la generación total
anual en el país, y 13 centrales térmicas a gas natural con una capacidad total de
3800 MW que corresponde al 27.4% de la generación total anual del país. La tabla
4.1, expone la información general de las termoeléctricas seleccionadas.
Las tres carboeléctricas cuentan con 9 unidades instaladas, la central de TermoZipa
cuenta con 5 unidades, pero la unidad uno salio de operación hace algunos años,
TemoPaipa cuanta con 4 unidades y la más recientemente instalada en el país es
esta ultima junto con la única unidad de generación de TermoTasajero. Las centrales
a gas cuentan con 24 unidades de generación. La unidad de TermoGuajira opero
muchos años a carbón, pero desde el año 2000 esta operando a gas natural. La
central que mayor tiempo de operación refleja es TEBSA, cuenta con una capacidad
instalada total de 765 MW, pero consume alrededor de 15 MW para la planta.
21 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN 2006 – 2020. Unidad de Planeación Minero Energética –UPME- 2006.
55
Tabla 4.1 Centrales termoeléctricas en Colombia de estudio.
TERMOELECTRICA LOCALIZACION N° DE UNIDADES
CAPACIDAD EFECTIVA NETA
(MWh) TECNOLOGIA1
TEBSA Θ Soledad-Atlántico 5 750 TG-CC
3 164 CV TERMOPAIPA* Paipa - Boyacá
1 150 CV
TERMOTASAJERO* San Cayetano-
Norte de Santander 1 155 CV
TERMOSIERRA Θ Puerto Nare-
Antioquia 2 120 TG-CC
TERMOCANDELARIA Θ Mamonal-Bolivar 2 314 TG-CS
TERMOCARTAGENA Θ Mamonal-Bolívar 3 187 CV
TERMOCENTRO Θ Cimitarra-Santander 2 285 TG-CC
TERMODORADA Θ Dorada-Caldas 1 51 TG-CS
TERMOEMCALI Θ Yumbo-Valle del
Cauca 1 233 TG-CC
TERMOFLORES Θ Barranquilla-
Atlántico 3 447 TG-CS
TERMOGUAJIRA Θ Dibulla-Guajira 2 302 CV
TERMOMERIELECTRICA Θ Santander 1 169 TG-CS
TERMOPROELECTRICA Θ Cartagena-Bolivar 1 90 TG-STIG
TERMOVALLE Θ Yumbo-Valle del
Cauca 1 205 TG-CC
TERMOYOPAL Θ Yopal-Casanare 2 30 CV
TERMOZIPA* Tocancipa-
Cundinamarca 4 225 CV
Fuente: Las autoras. * Centrales que usan como combustible carbón.
Θ Centrales que usan como combustible gas natural.
1. Tecnología empleada CV: Ciclo a Vapor
TG-CC: Turbina a gas-Ciclo Combinado
TG-CS: Turbina a gas-Ciclo Simple
TG-STIG: Turbina a gas Ciclo STIG
56
Figura 4.1 Ubicación de las centrales termoeléctricas en Colombia
Fuente: Boletín de estadísticas de la UPME. 2005
Como se puede observar en la figura 4.1, la mayoría de las centrales térmicas es
ubicada en altitudes cercanas a las del nivel del mar, ya que este es uno de los
principales parámetros a tener en cuenta para la eficiencia del proceso, al aumentar la
57
altitud la eficiencia de las maquinas empleadas en la generación de energía,
disminuye.
4.1.1 CARACTERÍSTICAS DEL COMBUSTIBLE UTILIZADOS EN LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS
Las características de los combustibles inciden notablemente en las tasas de emisión
de contaminantes y están directamente relacionadas con el lugar de extracción, las
tablas 4.2 y 4.3 muestran las características de los combustibles usados en la
generación de energía termoeléctrica del país.
Tabla 4.2 Características promedio del carbón empleado para la generación de energía en Colombia.
CENTRAL Humedad % Cenizas %
Material Volátil %
Carbón Fijo %
Azufre Total %
Poder Calorífico (kcal/kg)
TERMOPAIPA 4,29 9,57 25,19 61,25 1,23 7280
TERMOZIPA 1,04 14,42 14,42 60,21 1,38 7220
TASAJERO 2,56 10,17 33,67 56,12 0,85 7740
Fuente: Cadena del Carbón UPME (2005)
Tabla 4.3. Características típicas del gas natural en Colombia.
Propiedad Apiay Payoa El Centro Huila Guajira Guepaje Cusiana Opón
Peso Molecular Promedio 18.63 17.87 17.32 19.5 16.41 16.55 21.57 18.1
Metano (% Molar) 86.2 90.29 91.61 85.1 97.76 96.98 75.68 91.8 Etano (% Molar) 8.45 6.47 6.72 6.18 0.38 0.58 11.15 4.36 Propano (% Molar) 1.18 1.73 0.02 2.84 0.2 0.18 4.7 1.83 i-Butano (% Molar) 0.12 0.15 0.01 0.46 0 0.09 0.78 0.13 n-Butano (% Molar) 0.11 0.17 0.01 0.69 0 0.03 0.95 0.53 Otros Hidrocarburos Pesados 0 0.09 0.02 0.43 0 0.1 0.63 1.04
Nitrógeno (% Molar) 0.77 0.35 0.85 1.13 1.29 1.98 0.91 0 Dióxido de Carbono (% Molar) 3.17 0.75 0.73 3.21 0.37 0.06 5.2 0.32 Gravedad Específica 0.64 0.62 0.6 0.67 0.57 0.57 0.74 0.63 Poder Calorífico (BTU/PC-SDT) 1057 1084 1047 1095 999 1003 1162 1114
Fuente: ECOPETROL (2004)
58
4.2. REVISIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN CONSULTADA
Para la recopilación de información concerniente a las emisiones atmosféricas de las
centrales termoeléctricas, se revisaron los informes de seguimiento a las licencias
ambientales de cada termoeléctrica, que se ubican en el MAVDT y/o CAR´s según lo
estipula el Decreto 1220 de 2005, donde se encuentran los resultados de los
muestreos insitu (isocineticos) o valores de los balances de masa de las centrales
termoeléctricas. En cuanto a la información técnica y de operación se consultaron los
informes anteriormente mencionados y la información faltante se solicito a la Unidad
de Planeación Minero Energética -UPME- y a la Comisión de Regulación de Energía y
Gas –CREG-. Los datos analizados corresponden a los diferentes años reportados a
las autoridades ambientales.
4.2.1. PRESENTACIÓN DE LOS INFORMES A LA AUTORIDAD AMBIENTAL COMPETENTE
Los informes tienen como fin hacer seguimiento a la licencia ambiental otorgada por la
autoridad ambiental competente. La periodicidad de entrega de estos informes, es
determinada por la autoridad ambiental, al igual que los paramentos que este solicita.
Las centrales térmicas a carbón requieren dentro de su licencia ambiental, el permiso
de emisiones atmosféricas, por lo tanto en los informes entregados a la autoridad
ambiental es obligatorio el reporte de estado las mismas. En actualidad, no se utiliza
un formato estándar para el reporte de las emisiones, aunque en teoría para esto se
debe diligenciar el formato Informe de Cumplimiento Ambiental –ICA-. Esta situación
hace difícil el análisis de los datos puesto que no todas las centrales termoeléctricas
reportan homogéneamente los datos.
59
Para las centrales termoeléctricas a gas natural, por el contrario, no es requerido el
permiso de emisiones, según el Decreto 1697 de 1997, estipulado en el artículo 3.
En algunos casos la autoridad ambiental competente exige la presentación del estado
de emisiones, aunque esta exigencia no es generalizada sino que depende del
concepto técnico de la Corporación.
Los resultados del estado de las emisiones atmosféricas no son reportados en todos
los informes ya que la mayoría de las planta no operan de manera continua o sus
periodos de operación son cortos y las centrales deciden no evaluar las emisiones en
este caso.
En cuanto a los datos técnicos y de operación de la centrales termoeléctricas
reportados en los informes, existen muchas deficiencias que imposibilitan la
verificación de los datos allí suministrados y la estimación de las emisiones por otros
medios (balance de masas y factores de emisión). Los datos faltantes en general son:
• Consumo horario y/o anual de combustible.
• Datos de emisión de contaminantes atmosféricos.
• Horas de operación.
• Consumo de combustible en tiempos de arranque
• Flujo volumétrico (salida de gases).
• Presión barométrica local (necesaria para el cálculo de modificación de la
norma de emisión según la altura del punto de emisión sobre el nivel del mar.)
• Disparidad entre las unidades de reporte.
• Eficiencia del equipo de control
60
4.3 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A CARBÓN Actualmente despachan al SIN nueve unidades a vapor que utilizan carbón como
combustible principal, las cuales aportan 5.2% de la generación total anual en el país
en el año 2005.
La eficiencia de estas centrales carboeléctricas fluctúa entre 33 y 25%, de acuerdo a
lo calculado con la Ecuación 2.1, esto debido al año de puesta en marcha de cada
una de las plantas, al tiempo de uso y a las características del combustible de la
región.
Estas plantas operan sobre la base del ciclo básico, el cual esta compuesto por una
caldera, turbina, condensador y bomba de alimentación de agua. Las calderas a vapor
inician su operación con combustibles alternos más económicos (Fuel Oil y ACPM),
pues se requieren determinadas condiciones de temperatura y presión, este tiempo es
aproximadamente de 6 horas, para dar inició a la turbina, la cual se sincroniza luego
de 3 horas y requiere de 3 a 6 horas para llegar a su nivel de carga máxima para
poder mantener una combustión estable y hacer el cambio al combustible principal,
(carbón).
4.3.1 ANÁLISIS DE EFICIENCIA Y GENERACIÓN DE ENERGÍA.
En la tabla 4.4 se muestra la relación de Ton/MW promedio, que indica el consumo
de carbón que requiere cada unidad térmica, estos valores tienden a fluctuar pues
depende directamente del poder calorífico del combustible. Las eficiencias debido al
tipo de tecnología empleada en cada una, el año en que fue puesta en marcha e
influye la cantidad de arranques que ha tenido cada una, debido a que los materiales
con los cuales fueron construidas se van desgastando y hacen que se disminuya la
eficiencia con la cual fueron diseñadas para su operación, aunque están diseñadas
para operar en el lugar en donde están ubicadas, las altitud desfavorecen un poco a
su eficiencia.
61
Tabla 4.4. Datos de generación de energía y de eficiencia en las unidades a carbón para el año 2006.
UNIDAD TERMICA
PODER CALORIFICO
(kcal/kg)
CONSUMO DE COMBUSTIBLE
(miles TON)
CALOR PRODUCIDO (kcal x 109)
ENERGIA GENERADA
GWh EFICIENCIA
(MBTU/MWh) EFICIENCIA
(%)
Paipa 1 37,444 272,59 69,20 13,53 25,23
Paipa 2 124,485 906,25 246,70 12,62 27,04
Paipa 3 129,664 943,95 302,60 12,24 27,88
Paipa 4
7280
344,120 2505,20 889,20 9,68 35,26
Zipa 2 23,096 166,75 53,90 11,39 29,96
Zipa 3 26,396 190,58 61,60 10,69 31,93
Zipa 4 30,252 218,42 70,60 10,61 32,17
Zipa 5
7220
57,890 417,97 135,10 10,13 33,69
Tasajero 7740 325,146 2516,63 758,80 9,99 34,16 Fuente: UPME 2006
4.3.2. ESTADO DE EMISIONES ATMOSFÉRICAS
Los valores de emisión que se presentan a continuación son de acuerdo a los
reportados por la autoridad ambiental competente, para cada unidad en las centrales
termoeléctricas, en diferentes años de medición mediante muestreos isocinéticos, a
excepción de Termo Tasajero, ya que la Corporación Autónoma Regional de la
Frontera del Nororiental, CORPONOR, no rindió informe de estos valores en el tiempo
estipulado para el análisis de los datos.
62
Tabla 4.5 Valores de emisión reportados.
UNIDAD MP (kg/h)
SOx (kg/h)
NOx (kg/h)
PAIPA 1 50,87 736,94 183,22 PAIPA 2 186,55 1214,76 223,99 PAIPA 3 215,45 995,91 NR PAIPA 4 22,74 2177,49 452,27 ZIPA 2 71,32 647,74 60,48 ZIPA 3 135,74 798,36 113,78 ZIPA 4 25,57 576,81 78,85 ZIPA 5 130,21 855,63 125,82 TASAJERO NR NR NR
Fuente: Las autoras (2007). De acuerdo a la información reportada por MAVDT y CARs.
Los valores estimados se obtuvieron de utilizando los factores de emisión de la EPA
en el documento AP-42, como se presenta en el Anexo 2, para el calculo de
emisiones es necesario conocer la configuración interna de la caldera, es decir la
posición del quemador, en la tabla 4.6 se resume la posición para cada una de las
unidades
Tabla 4.6 Posición de quemadores en calderas con base a carbón.
UNIDAD TÉRMICA
FUEGO FRONTAL
FUEGO TANGENCIAL
Paipa 1 X
Paipa 2 X
Paipa 3 X
Paipa 4 X
Zipa 2 X
Zipa 3 X
Zipa 4 X
Zipa 5 X
Tasajero X Fuente: Plan Reconversión a Tecnologías Limpias (1997)
63
De acuerdo a la posición del quemador y del año de instalación de las unidades se
procede a estimar los valores de emisión para cada contaminante. En la tabla 4.7 se
resumen los valores estimados.
Tabla 4.7 Valores estimados de emisión de contaminantes.
UNIDAD CONSUMO (ton/h)
MP (kg/h)
SOx (kg/h)
NOx (kg/h)
PAIPA 1 16,23 705,29 344,46 110,55 PAIPA 2 37,34 1622,36 792,36 254,29 PAIPA 3 31,71 1377,69 672,86 172,75 PAIPA 4 58,05 2522,14 1231,82 263,55
ZIPA 2 15,00 981,84 357,06 211,07
ZIPA 3 24,94 1632,51 593,68 350,95
ZIPA 4 24,74 1619,92 589,10 134,81
ZIPA 5 24,01 1571,81 571,61 130,80
TASAJERO 55,57 1929,91 814,85 252,28 Fuente: Las autoras (2007). De acuerdo a los datos presentados en el Anexo 2.
4.3.2.1 Material Particulado. Las emisiones de partículas están directamente relacionadas con el contenido de
cenizas presentes en el carbón. También se establece relación entre el tipo de
tecnología, el tiempo que ha sido operado la unidad de térmica y la eficiencia del
equipo de control.
Debido a la falta de información, sobre la eficiencia de los precipitadores
electrostáticos, se procedió a estimar el porcentaje de remoción de material
particulado por medio de la siguiente ecuación:
100% ×⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −
=adoValorestim
tadoValorreporadoValorestimEficiencia Ecuación 4.1
64
A continuación se muestra el porcentaje de remoción de material particulado, en cada
uno de los precipitadotes electroestáticos,
Tabla 4.8 Eficiencia de los precipitadores electrostáticos.
UNIDAD TÉRMICA
EFICIENCIA (%)
PAIPA 1 92,79
PAIPA 2 88,50 PAIPA 3 84,36 PAIPA 4 99,10 ZIPA 2 92,74 ZIPA 3 91,69 ZIPA 4 98,42 ZIPA 5 91,72
TASAJERO 98,601 Fuente: Las autoras (2007). 1 Fue estimado por factores de emisión.
Estos porcentajes de remoción son necesarios para posteriormente evaluar el
cumplimento de las normas, actual y la propuesta de norma.
65
Gráfica 4.5. Emisiones de material particulado en centrales termoeléctricas a carbón.
Fuente: Las autoras (2007). De acuerdo a los valores reportados.
La emisión de partículas esta relacionado con la eficiencia del equipo de control y
también al año de puesta en marcha del equipo, pero principalmente se debe al
mantenimiento preventivo y correctivo de los precipitadores electrostáticos. Las
unidades instaladas recientemente fueron la unidad 4 de TermoPaipa y
TermoTasajero, por ello la remoción de partículas es mayor.
Estos valores para ser comparados posteriormente con la propuesta de la norma de
emisión de contaminantes a la atmósfera deben ser en unidades de concentración es
decir mg/m3. Es por ello que se muestra a continuación su valor estimado, de acuerdo
al flujo del aire, reportado en algunos de los informes de las unidades de generación
de energía.
30
74 74
150
35
62 62 63
155
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
PAIPA 1 PAIPA 2 PAIPA 3 PAIPA 4 ZIPA 2 ZIPA 3 ZIPA 4 ZIPA 5 TASAJERO
UNIDAD DE GENERACION
kg/h
MATERIAL PARTICULADOCAPACIDAD INSTALADA MWh
66
Tabla 4.9 Valores reportados para material particulado en unidades de concentración.
UNIDAD MP (kg/h)
FLUJO DE GASES (m3/h)
MP (mg/m3)
PAIPA 1 50,87 248580,00 204,64 PAIPA 2 186,55 196080,00 951,40 PAIPA 3 215,45 153480,00 1403,77 PAIPA 4 22,74 738000,00 30,81 ZIPA 2 71,32 239160,00 298,21 ZIPA 3 135,74 624840,00 217,24 ZIPA 4 25,57 669840,00 38,17 ZIPA 5 130,21 601800,00 216,37 TASAJERO 27,02 872940,00 30,95 Fuente: Las autoras (2007).
4.3.2.2 Óxidos de Azufre. Las emisiones de óxido de azufre están directamente relacionadas con el contenido
de este en el carbón y actualmente no existe ningún sistema instalado en las centrales
termoeléctricas en Colombia para mitigar la emisión de este contaminante a la
atmósfera.
La Gráfica 4.4, muestra las emisiones de óxidos de azufre y se compara con la
capacidad de generación instalada en MW por cada unidad.
67
Grafica 4.4 Emisión de óxidos de azufre en centrales a carbón
30 74 74150
35 62 62 63155
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
PAIPA 1 PAIPA 2 PAIPA 3 PAIPA 4 ZIPA 2 ZIPA 3 ZIPA 4 ZIPA 5 TASAJERO
UNIDAD DE GENERACION
kg/h
ÓXIDOS DE AZUFRE
GENERACIÓN (MW)
Fuente: Las autoras (2007). De acuerdo a los valores reportados.
Como se observa en la gráfica anterior, las emisiones de las unidades de TermoPaipa
emiten mayor contenido de óxidos de azufre y esta central posee mayor cantidad de
capacidad instalada que TermoPaipa, aunque la unidad de TermoTasajero consume
aproximadamente la misma cantidad de carbón que la unidad 4 de TermoPaipa, esta
ultima emite mayor carga de este contaminante, pues su de contenido de azufre es de
1,23%. Debido a que no existe actualmente una regulación para la emisión de este
contaminante las centrales termoeléctricas no consideran necesario evitar este tipo de
contaminantes en sus emisiones; estos valores para ser comparados posteriormente
con la propuesta de la norma de emisión de contaminantes a la atmósfera deben ser
en unidades de concentración es decir mg/m3. Es por ello que se muestra a
continuación su valor estimado, de acuerdo al flujo del aire, reportado en algunos de
los informes de las unidades de generación de energía.
68
Tabla 4.10 Valores reportados para óxidos de azufre en unidades de concentración.
UNIDAD FLUJO DE
GASES (m3/h)
SOx (mg/m3)
PAIPA 1 248580 1385,73 PAIPA 2 196080 4041,01 PAIPA 3 153480 4384,05 PAIPA 4 738000 1669,13 ZIPA 2 239160 1492,96 ZIPA 3 624840 950,13 ZIPA 4 669840 879,47 ZIPA 5 601800 949,83 TASAJERO 872940 933,46
Fuente: Las autoras (2007).
Para la emisión de óxidos de azufre es necesario, saber también la altura de la
chimenea para ser comparado en la sección 4.5 con lo estipulado por el Decreto 02
de 1982 en su artículo 79. Por ello se muestra a continuación la altura de la chimenea
en cada unidad de generación de energía eléctrica, que opera con una caldera a base
de carbón.
Tabla 4.11 Altura de chimenea.
UNIDAD ALTURA DE CHIMENEA
(m) PAIPA 1 50,00 PAIPA 2 50,00 PAIPA 3 70,00 PAIPA 4 70,00 ZIPA 2 50,00 ZIPA 3 72,30 ZIPA 4 72,30 ZIPA 5 72,30 TASAJERO 90,00
Fuente: Las autoras (2007). Información recopilada de los reportes.
69
En la sección 4.4 se realizara la comparación de la emisión de óxidos de azufre a la
atmósfera, con respecto a los valores establecido por el Banco Mundial y los
propuestos en el proyecto de norma de emisión de contaminantes a la atmósfera.
4.3.3.3 Óxidos de Nitrógeno. La emisión de este contaminante a la atmósfera, en las centrales termoeléctricas se
genera principalmente por la configuración del quemador, como se planteo en la tabla
4.6, Los valores para la unidad 3 de TermoPaipa y el de TermoTasajero fuerón
calculados por factores de emisión, dado a que este dato no fue suministrado por las
CARs correspondientes. Al realizar la comparación de los datos emitidos con los
reportados se puede observar que son mayores los valores que son medidos por
muestreo isocinético que los que se estiman por factores de emisión, como se
presenta en la tabla 4.5 y en la 4.7.
En la gráfica 4.5 se presenta la emisión reportada por cada unidad de generación de
energía que utiliza como combustible carbón. A pesar de no tener semejanza en el
consumo de carbón, las emisiones son muy similares en las unidades 1,2 y 3 de
TermoPaipa, la unidad 1 se encuentra con una configuración tangencial y emite
prácticamente el mismo valor de la unidad 3 que cuenta con una frontal.
70
Gráfica 4.5 Emisiones de Óxidos de nitrógeno en centrales termoeléctricas a carbón.
Fuente: Las autoras (2007).
Debido a que no existe actualmente una regulación para la emisión de este
contaminante las centrales termoeléctricas no consideran necesario evitar este tipo de
contaminantes en sus emisiones; estos valores para ser comparados posteriormente
con la propuesta de la norma de emisión de contaminantes a la atmósfera deben ser
en unidades de concentración es decir mg/m3. Es por ello que se muestra a
continuación su valor estimado, de acuerdo al flujo del aire, reportado en algunos de
los informes de las unidades de generación de energía.
30
74 74
150
3562 62 63
155
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
PAIPA 1 PAIPA 2 PAIPA 3 PAIPA 4 ZIPA 2 ZIPA 3 ZIPA 4 ZIPA 5 TASAJERO
UNIDAD DE GENERACION
kg/h
ÓXIDOS DE NITRÓGENO
GENERACIÓN (MW)
71
Tabla 4.12 Valores reportados para óxidos de nitrógeno en unidades de concentración
UNIDAD FLUJO DE
SALIDA (m3/h)
NOx (mg/m3)
PAIPA 1 248580,00 737,07 PAIPA 2 196080,00 1142,34 PAIPA 3 153480,00 1125,55 PAIPA 4 738000,00 612,83 ZIPA 2 239160,00 252,89 ZIPA 3 624840,00 182,09 ZIPA 4 669840,00 117,71 ZIPA 5 601800,00 209,07 TASAJERO 872940,00 289,00
Fuente: Las autoras (2007). Información recopilada de los reportes y las subrayadas son estimadas por factores de emisión
4.3.3 Emisión de Contaminantes de acuerdo a la Generación
Teniendo la eficiencia de cada una de las centrales termoeléctricas se estimó la
emisión de contaminantes por cada MW generado en la planta, esto debido a que es
importante establecer un índice de relación entre estos dos parámetros, para en la
sección 4.5 poder compararlo con normatividad internacional.
Tabla 4.13 Emisión de contaminantes por capacidad instalad de generación.
UNIDAD MP* SOx* NOx*
PAIPA 1 1,70 11,48 3,68 PAIPA 2 2,52 10,71 3,44 PAIPA 3 2,91 9,09 2,33 PAIPA 4 0,15 8,21 1,76 ZIPA 2 2,04 10,20 6,03 ZIPA 3 2,19 9,58 5,66 ZIPA 4 0,41 9,50 2,17 ZIPA 5 2,07 9,07 2,08
TASAJERO 0,17 5,26 1,63 Fuente: Las autoras. *Valores dados en kg/MWh
72
4.4 ANÁLISIS DE LAS EMISIONES EN LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A
GAS NATURAL
Desde 1993, la mayor parte de la generación térmica agregada al SIN, provienen de
centrales que usan turbinas a gas, ya que estas requieren menor tiempo de
instalación y menores costos de inversión de capital. En la actualidad el parque
termoeléctrico cuenta con 13 centrales a gas, cuentan con 24 unidades de generación
que representan el 27% de la generación total anual del país. Además de los bajos
costos, la eficiencia de estas unidades es mayor, operando en ciclo simple, una
turbina a gas, tiene desde 27 hasta el 35% de eficiencia. Cuando las turbinas operan
en ciclo combinado tienen eficiencias entre el 47 y el 51 %.En el caso de las turbinas
a gas en ciclo STIG, la eficiencia es aproximadamente del 42%.La eficiencia varia
según el estado de los equipos y características especificas del combustible usado.
Las centrales con turbinas a gas en ciclo simple son de arranque rápido, logrando
llegar a su máxima carga, en un arranque en frió, de 20 a 30 minutos., sin ser
necesario la utilización de combustibles alternos. El corto tiempo de arranque hace
que el consumo de combustible durante este sea relativamente bajo.
Las centrales de ciclo combinado, el arranque es relativamente mas lento debido la
existencia del ciclo a vapor. Aunque la turbina de gas puede comenzar a generar
rápidamente, el ciclo a vapor requiere comenzar a calentar el agua hasta
temperaturas de ebullición y llevar el vapor a las condiciones exigidas, esto hace que
el tiempo de arranque aumente a 6 ó 7 horas, en este proceso tampoco es necesario
un combustible alterno.
Las Gráfica 4.6 y 4.7 permiten ver el proceso que se lleva acabo en el arranque, de
acuerdo con el ciclo en el que se opere.
73
Gráfica 4.6. Curva de arranque en frío. Turbina a gas ciclo simple.
Fuente: Evaluación de las Generación de energía .UPME 1999
Gráfica 4.7 Curva de arranque en frío. Central en ciclo combinado.
Fuente: Evaluación de las Generación de energía. UPME 1999
La Tabla 4.14 muestra las eficiencias de las plantas termoeléctricas a gas del país y
el estado de sus equipos.
74
Tabla 4.14 Eficiencias de las centrales termoeléctricas a gas
UNIDAD TERMICA
CONSUMO DE COMBUSTIBLE
(103 pies cúbicos)
CALOR PRODUCIDO (kcal x 109)
ENERGIA GENERADA
GWh EFICIENCIA
(MBTU/MWh) EFICIENCIA
(%)
Termodorada 79,56 20,05 8,35 9,519 35,85
Barranquilla 3 749,29 188,82 76,64 9,767 34,94
Barranquilla 4 365,19 92,03 37,00 9,860 34,61
Guajira 1 2796,82 704,80 285,00 9,804 34,81
Guajira 2 1738,72 438,16 179,00 9,704 35,17
TebsaB 30582,52 7706,80 4165,00 7,335 46,53
Termosierra 707,07 178,18 110,80 6,375 53,54
Flores 1 7700,53 1940,53 647,00 11,890 28,70
Flores 2 2258,98 569,26 189,80 11,890 28,70
Flores 3 2809,05 707,88 292,60 9,591 35,59
Termoemcali 117,93 29,72 18,20 6,473 52,73
Termocentro 1626,72 409,93 229,30 7,087 48,16
Merilectrica 1211,48 305,29 125,60 9,636 35,42
Proelectrica 1 408,36 102,91 50,20 8,127 42,00
Proelectrica 2 407,19 102,61 49,80 8,168 41,78
Termocandelaria 1 1213,77 305,87 127,00 9,548 35,75
Termocandelaria 2 356,19 89,76 34,50 10,314 33,09
Cartagena 3 115,34 29,06 10,00 11,522 29,62
Termoyopal 1 2191,69 552,31 151,00 14,500 23,54
Termoyopal 2 2556,39 644,21 201,00 12,706 26,86 Fuente: Las autoras (2007).
A continuación se muestran las emisiones de las centrales térmicas a gas para los
tres contaminantes atmosféricos de importancia ambiental y legal (propuesta de
norma de emisión de fuentes fijas). Estos datos de emisión son en su mayoría
calculados por factores de emisión, (ver anexo 2).
75
4.4.1. Material particulado.
Debido a que actualmente las centrales a gas no requieren hacer el tramite para el
permiso de emisiones, y son muy pocas las unidades que reportan sus valores por
muestreo isocinético en esta sección se procedió a realizar la estimación de estos
valores de acuerdo al consumo de gas natural en cada una de las centrales
termoeléctricas.
Gráfica 4.8 Emisiones de Material Particulado en centrales a gas.
Fuente: Las autoras (2007).
Puede observarse en el Gráfica 4.8, que las emisiones de partículas en las plantas a
gas, son menores que las generadas en las plantas que utilizan carbón como
combustible. La emisión total de material particulado para las centrales a gas es de
73.31 Kg/h (47.70 mg/m3).
La relación entre generación de energía y emisión de material particulado es
directamente proporcional es decir, mayor energía generada mayor cantidad de
material particulado emitido, esto se debe a que el uso de combustible es mayor.
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
TER
MO
DO
RA
DA
BA
RR
AN
QU
ILLA
3
BA
RR
AN
QU
ILLA
4
GU
AJI
RA
1
GU
AJI
RA
2
TEB
SA
SIE
RR
A
VA
LLE
PA
LEN
QU
E
FLO
RE
S 1
FLO
RE
S 2
FLO
RE
S 3
EM
CA
LI
CE
NTR
O
ME
RIL
EC
TRIC
A
PR
OE
LEC
TRIC
A 1
PR
OE
LEC
TRIC
A 2
CA
ND
ELA
RIA
1
CA
ND
ELA
RIA
2
CA
RTA
GE
NA
1
CA
RTA
GE
NA
2
CA
RTA
GE
NA
3
YO
PA
L 1
YO
PA
L 2
UNIDAD DE GENERACION
mg/
m3
76
4.4.2. Óxidos de azufre.
Gráfica 4.9. Emisiones de Óxidos de Azufre centrales a gas
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
1,60
TER
MO
DO
RA
DA
BA
RR
AN
QU
ILLA
3
BA
RR
AN
QU
ILLA
4
GU
AJI
RA
1
GU
AJI
RA
2
TEB
SA
SIE
RR
A
VA
LLE
PA
LEN
QU
E
FLO
RE
S 1
FLO
RE
S 2
FLO
RE
S 3
EM
CA
LI
CE
NTR
O
ME
RIL
EC
TRIC
A
PR
OE
LEC
TRIC
A 1
PR
OE
LEC
TRIC
A 2
CA
ND
ELA
RIA
1
CA
ND
ELA
RIA
2
CA
RTA
GE
NA
1
CA
RTA
GE
NA
2
CA
RTA
GE
NA
3
YO
PA
L 1
YO
PA
L 2
UNIDAD DE GENERACION
mg/
m3
Fuente: Las autoras (2007).
Las plantas a gas tienen una baja emisión de SOx, como se puede observar en la
Gráfica 4.9, la planta que genera mayor emisión de estos contaminantes es Tebsa
con 1.35 mg/m3 (1.50 Kg/h), siendo esta la central termoeléctrica de mayor producción
de energía en el país (750 MW), este nivel de emisiones se deben al bajo o casi nulo
contenido de azufre contenido en el gas natural.
4.4.3. Óxidos de Nitrógeno
Las plantas a gas se han considerado históricamente como las que emiten mayor
cantidad de NOx, sin embargo, en el análisis realizado en este trabajo, el índice de
emisión de óxidos de nitrógeno por unidad de generación de energía eléctrica de las
unidades a carbón son mayores que las unidades a gas.
77
Gráfica 4.10 Emisiones de Óxidos de Nitrógeno centrales a gas natural
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
160,00
180,00
200,00
TER
MO
DO
RA
DA
BA
RR
AN
QU
ILLA
3
BA
RR
AN
QU
ILLA
4
GU
AJI
RA
1
GU
AJI
RA
2
TEB
SA
SIE
RR
A
VA
LLE
PA
LEN
QU
E
FLO
RE
S 1
FLO
RE
S 2
FLO
RE
S 3
EM
CA
LI
CE
NTR
O
ME
RIL
EC
TRIC
A
PR
OE
LEC
TRIC
A 1
PR
OE
LEC
TRIC
A 2
CA
ND
ELA
RIA
1
CA
ND
ELA
RIA
2
CA
RTA
GE
NA
1
CA
RTA
GE
NA
2
CA
RTA
GE
NA
3
YO
PA
L 1
YO
PA
L 2
UNIDAD DE GENERACION
mg/
m3
Fuente: Las autoras (2007)
La cantidad de óxidos de nitrógeno generado por todas las plantas de gas en una
hora es de 5526.5 kg (644.60 mg/m3), valor que es menor que el emitido por las
carboeléctricas, se debe tener en cuenta que se analizaron 24 unidades a gas y de
carbón sólo fueron 9.
Casi todas las emisiones de NOx de las térmicas a gas están en un rango de 4.5 a
43.5 mg/m3, excepto Tebsa que emite 119.6, pero como se ha dicho anteriormente
esta es la central más grande del país y utiliza el 50% mas de combustible que las
otras centrales termoeléctricas del país y esto hace que su emisión de NOx sea
mucho mayor que el promedio de la emisión de las unidades.
En la tabla 4.15 se presentan los valores de emisión reportados ante la autoridad
ambiental competente y los estimados por factores de emisión en dos unidades, en
concentración como lo es mg/m3 y kg/MW; esto debido a que posteriormente se
compararan con la propuesta de norma y con normatividad latinoamericana.
78
4.4.4. COMPARACIÓN DE DATOS REPORTADOS CON LOS ESTIMADOS.
1. En la mayoría de los casos las centrales termoeléctricas no reportan datos de
emisión ya que consideran que como son exentas de obtener el permiso de
emisión (Decreto 1697 de 1997)3, no están obligadas a evaluar sus emisiones.
2. En el caso de Termo Guajira, es imposible hacer un muestreo isocinético,
debido a que la chimenea de escape de los gases es muy antigua y carece de
niples que permitan hacer el análisis, las emisiones están siendo evaluadas por
factores de emisión y serán reportadas al MAVDT en Junio-Julio.
3. Las diferencias entre los datos de emisión de NOx en las tres unidades de
Termoflores puede ser debido a que los quemadores de bajo NOx, no
funcionan adecuadamente.
79
Tabla 4.15 Valores de emisión en las centrales termoeléctricas a gas. VALOR REPORTADO (mg/m3) VALOR ESTIMADO (mg/m3) VALOR ESTIMADO (kg/MW) UNIDAD TÉRMICA
MP SOX NOX MP SOX NOX MP SOX NOX TERMODORADA ND ND ND 0,66 0,08 36,85 0,03295 0,00395 1,84509 BARRANQUILLA 3 ND ND ND 1,84 0,22 36,84 0,03288 0,00395 1,84152 BARRANQUILLA 4 ND ND ND 1,86 0,22 37,19 0,02985 0,00358 1,67177 GUAJIRA 1 ND ND ND 2,13 0,26 119,06 0,02887 0,00346 1,61676 GUAJIRA 2 ND ND ND 2,10 0,25 117,84 0,02702 0,00324 0,54035
TEBSA ND ND 100,72 11,29 1,35 171,58 0,02702 0,00324 1,51297
SIERRA 7,90 6,85 64,12 4,06 0,49 81,22 0,02684 0,00322 1,50284
VALLE 6,36 ND 16,20 1,65 0,20 32,90 0,02618 0,00314 1,46614
PALENQUE ND ND ND 0,27 0,03 15,38 0,02344 0,00281 1,31243
FLORES 1 ND 0,51 72,34 2,42 0,29 48,35 0,02240 0,00269 0,44809
FLORES 2 ND 0,35 171,25 1,61 0,19 90,25 0,02228 0,00267 1,24748
FLORES 3 ND 0,50 182,51 1,95 0,23 109,19 0,02219 0,00266 0,44387
EMCALI ND ND ND 1,54 0,19 30,87 0,02205 0,00265 1,23478
CENTRO ND ND 71,06 1,93 0,23 38,69 0,02190 0,00263 0,43791
MERILECTRICA ND ND ND 2,21 0,26 44,14 0,02179 0,00262 1,22039
PROELECTRICA 1 ND ND ND 0,99 0,12 55,51 0,02169 0,00260 1,21492
PROELECTRICA 2 ND ND ND 1,00 0,12 55,80 0,02163 0,00260 1,21127
CANDELARIA 1 0,37 0,98 24,47 2,03 0,24 113,77 0,01856 0,00223 1,03941
CANDELARIA 2 0,43 0,90 29,46 2,19 0,26 122,91 0,01847 0,00222 1,03407
CARTAGENA 1 ND ND ND 1,10 0,13 61,85 0,01667 0,00200 0,25335
CARTAGENA 2 ND ND ND 0,89 0,11 49,86 0,01610 0,00193 0,32208
CARTAGENA 3 ND ND ND 1,06 0,13 59,47 0,01529 0,00183 0,30580
YOPAL 1 ND ND ND 0,39 0,05 22,01 0,01471 0,00177 0,29418
YOPAL 2 ND ND ND 0,52 0,06 28,93 0,01449 0,00174 0,28972 Fuente: Las autoras. Recopilado de los informes de estado reportados a la autoridad ambiental. ND = Información no disponible
80
4.5. EVALUACIÓN DEL CUMPLIMENTO DE LAS NORMAS
De acuerdo a los valores reportados y/o estimados se procede a comparar los valores
de emisión con las normas actualmente vigentes en Colombia, los valores de la Guía
del Banco Mundial de la Salud, la propuesta de norma de emisión de contaminantes a
la atmósfera. También se tendrá encuesta los valores establecidos por algunos países
latinoamericanos como lo son: Chile, Perú, México, Venezuela y Argentina. En la tabla
4.15 se muestran los valores límites de emisión para cada país mencionados
anteriormente.
Tabla 4.16 Valores límites permisibles en países Latinoamericanas.
CONTAMINANTE COLOMBIA1
(mg/m3) CHILE
(kg/MW)PERÚ
(mg/m3)MÉXICO (mg/m3)
VENEZUELA (mg/m3)
ARGENTINA(mg/m3)
Material Particulado
30 0,17 100 60 150 120
Óxidos de azufre 50 3,4 1500 550 3000 1700
Óxidos de nitrógeno
200 1,3 458 110 150 900
Fuente: Las autoras (2007).1 Propuesta de norma de nacional de emisión por fuentes fijas.
En Latinoamérica países como México exige una emisión en la zona metropolitana en
la Ciudad de México que es el doble de la que se propone para Colombia en cuanto a
material partículado, en cuanto a óxidos de azufre la norma es diez veces más flexible
y para óxidos de nitrógeno es cercana a la mitad de la propuesta para Colombia; se
debe tener en cuenta que en México que el 70% de la energía generada es
proveniente de centrales termoeléctricas (SENER 2004). La propuesta de norma no
se podría comparar con la normatividad en Chile ya que esta es directamente
relacionada la cantidad de contaminantes permisibles a emitir con la cantidad de
energía generada.
81
4.5.1. CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A CARBÓN
El decreto que se encuentra vigente para la emisión de partículas a la atmósfera es el
Decreto 02 de 1982 en el artículo 48, donde hace referencia a calderas a base de
carbón.
Para el cálculo de la emisión de partículas por calderas con base de carbón se debe
hallar el consumo de calor en millones de kilocalorías por hora y se determina de
acuerdo a la cantidad de carbón consumido en una hora y el poder calorífico del
carbón. La emisión máxima permisible de partículas en kilos por millón de kilocalorías
se determina de acuerdo a la ecuación, determinada a la zona donde se encuentra la
central termoeléctrica, como se puede observar en la tabla 2.8. De acuerdo al artículo
42, la emisión se debe corregir para las condiciones locales por un factor (k) de
modificación por altitud como se muestra en la tabla 2.6 ó con la ecuación 2.2 sino se
encuentra la central en las alturas estipuladas. Posteriormente se procede a hacer la
corrección de la norma con los valores establecidos en la tabla 2.9 y por medio de la
Ecuación 2.3. A continuación se muestran los valores calculados para la Norma de
emisión corregida y se compara con la emisión de partículas.
Tabla 4.17 Norma de emisión de partículas según el Decreto 02 de 1982.
UNIDAD TERMICA
EMISION PERMISIBLE (kg/106 kcal)
EMISION DE PARTICULAS (kg/106 kcal)
PAIPA 1 0,95 0,43 PAIPA 2 0,99 0,69 PAIPA 3 1,02 0,93 PAIPA 4 0,84 0,05 ZIPA 2 1,33 0,66 ZIPA 3 1,11 0,75 ZIPA 4 1,11 0,14 ZIPA 5 1,12 0,75 TASAJERO 0,82 0,06
Fuente: Las autoras (2007).
82
4.5.1.2 Comparación con otras normas
El Banco Mundial en su publicación “Pollution Prevention and Abatement Handbook.
Termal Power. Guidelines for new Plants”, estipula los valores máximos permisibles
de emisión de contaminantes generados en este proceso.
Tabla 4.18 Valores de emisión de contaminantes de acuerdo a la Guía del Banco Mundial
CONTAMINANTEBANCO
MUNDIAL(mg/m3)
MP 50
SOX 2000
NOX 760 Fuente: Guía del Banco Mundial (1999).
Tabla 4.19 Comparación con los valores de la Guía del Banco Mundial.
EMISION DE VALORES REPORTADOS*
GUIA DEL BANCO MUNDIAL*
UNIDAD TÉRMICA
MP SOX NOX MP SOX NOX
PAIPA 1 204,64 1385,73 444,71 X √ √
PAIPA 2 951,40 4041,01 1296,86 X X X
PAIPA 3 1403,77 4384,05 1125,56 X X X
PAIPA 4 30,81 1669,13 357,11 X √ √
ZIPA 2 298,21 1492,96 882,57 X √ X
ZIPA 3 217,24 950,13 561,67 X √ √
ZIPA 4 38,17 879,47 201,25 X √ √
ZIPA 5 216,37 949,83 217,35 X √ √
TASAJERO 30,95 933,46 289,00 X √ √
Fuente: Las autoras (2007). * Valores dados en (mg/m3)
Haciendo la comparación con los valores de la Guía del Banco Mundial se puede
observar que actualmente ninguna de las carboeléctricas cumple con el parámetro de
Material particulado; solo dos de estas no cumplirían con la emisión de SOx, teniendo
83
en cuenta que este parámetro es para centrales de capacidad de 500MW, en cuanto a
la emisión de NOx solo tres están fuera del rango.
Por otro lado el MAVDT adelanta la propuesta de norma nacional de emisión por
fuentes fijas, se confrontan con los valores propuestos por este en el mes de Marzo
del año 2007 en el artículo 10 del proyecto borrador, estos valores se muestran en la
siguiente tabla.
Con respecto a la propuesta de norma que actualmente esta adelantando el MAVDT,
se puede observar que ninguna de las carboeléctricas cumpliría con los valores
establecidos.
Tabla 4.20 Comparación con propuesta de norma nacional de emisión por fuentes fijas.
EMISION DE VALORES REPORTADOS*
PROPUESTA DE NORMA
UNIDAD TÉRMICA
MP SOX NOX MP SOX NOX
PAIPA 1 204,64 1385,73 444,71 X X X
PAIPA 2 951,40 4041,01 1296,86 X X X
PAIPA 3 1403,77 4384,05 1125,56 X X X
PAIPA 4 30,81 1669,13 357,11 X X X
ZIPA 2 298,21 1492,96 882,57 X X X
ZIPA 3 217,24 950,13 561,67 X X X
ZIPA 4 38,17 879,47 201,25 X X X
ZIPA 5 216,37 949,83 217,35 X X X
TASAJERO 30,95 933,46 289,00 X X X
Fuente: Las autoras. * Valores dados en (mg/m3)
Las siguientes graficas muestran las emisiones reportadas por las centrales
termoeléctricas a carbón con la propuesta de norma.
X Incumple norma
√ Cumple norma
84
Grafica.4.11 Comparación de emisión reportada de MP con la propuesta de norma.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
PA
IPA
1
PA
IPA
2
PA
IPA
3
PA
IPA
4
ZIP
A 2
ZIP
A 3
ZIP
A 4
ZIP
A 5
TAS
AJE
RO
UNIDAD DE GENERACION
MP
mg/
m3
DATOS DE EMISION REPORTADOS
VALOR LIMITE DE LA PROPUESTA DE NORMA
Fuente: Las autoras (2007).
La comparación de la propuesta de norma con los valores de emisión reportados para
material particulado, ninguna de las unidades de las centrales termoeléctricas cumple
con los limites propuesto (30 mg/m3) versión marzo 2007, solo las unidad 4 de
TermoPaipa (30.81) y la unidad 4 de TermoZipa (38.17) tiene un valor cercano al
límite máximo permisible. Tasajero, la unidad 1 de TermoPaipa las unidad 2, 3 y 5 de
TermoZipa tienen valores por encima de la norma en promedio de 100 a 250 mg/m3.
Los valores mas altos los tiene la unidad 2 y 3 de TermoPaipa con 2014.92 mg/m3,
951.40 mg/m3 y 1739.38 mg/m3 respectivamente, estos valores son
considerablemente altos y pueden deberse entre otras cosas a las características del
combustible utilizado y a la eficiencias de remoción de los equipos de control
actualmente instalados
85
Grafica.4.12 Comparación de emisión reportada de SOx con la propuesta de norma.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
PA
IPA
1
PA
IPA
2
PA
IPA
3
PA
IPA
4
ZIP
A 2
ZIP
A 3
ZIP
A 4
ZIP
A 5
TAS
AJE
RO
UNIDAD DE GENERACION
SOx
mg/
m3
DATOS DE EMISON REPORTADOS
VALOR LIMITE DE LA PROPUESTA DE NORMA
Fuente: Las autoras (2007).
En cuanto a la comparación de la propuesta de norma con los valores reportados por
las centrales termoeléctricas para los óxidos de azufre, se evidencia que los valores
reportados son superiores a los límites de emisión propuestos por la norma (50
mg/m3), según la versión de marzo de 2007. TermoTasajero y las unidades 3, 4 y 5 de
TermoZipa exceden la norma en un promedio de 1100 mg/m3 .Las unidades 1 y 4 de
TermoPaipa y la unidad 2 de TermoZipa la exceden en promedio de 2800 mg/m3. Los
más altos valores los tiene las unidades 2y 3 de TermoPaipa con un valor promedio
de 6200 mg/m3 por encima del valor límite de la propuesta de norma. Una de las
razones para que estos valores sean tan elevados puede deberse a la falta de
equipos de control de SOx en las plantas termoeléctricas.
86
Grafica.4.13 Comparación de emisión reportada de NOx con la propuesta de norma.
0
200
400
600
800
1000
1200
PA
IPA
1
PA
IPA
2
PA
IPA
3
PA
IPA
4
ZIP
A 2
ZIP
A 3
ZIP
A 4
ZIP
A 5
TAS
AJE
RO
UNIDAD DE GENERACION
NO
xm
g/m
3DATOS DE EMISON REPORTADOS
VALOR LIMITE DE LA PROPUESTA DE NORMA
Fuente: Las autoras (2007).
El límite máximo permisible establecido en la propuesta de norma de emisión de
fuentes fijas es de 200 mg/m3 (versión marzo 2007), comparando este valor con los
reportados por las centrales termoeléctricas las unidades 3 y 4 de TermoZipa cumple
la norma de emisión de la propuesta de norma. Las unidades 2 y 5 de TermoZipa y
TermoTasajero están cercanas a cumplir norma con valores superiores al límite con
un promedio de 50 mg/m3. Los más altos valores de emisión son los de las unidades
2 y 3 de TermoPaipa.
A continuación se comparan los valores reportados con la normatividad
latinoamericana, esto con el fin de mirar que tan cerca se encuentra a cumplir con los
parámetros establecidos en países vecinos, puesto que se tienen las mismas
condiciones socio económicas
87
Tabla 4.21 Comparación con normas internacionales
UNIDAD CHILE (kg/MW)
PERÚ (mg/m3)
MÉXICO (mg/m3)
VENEZUELA (mg/m3)
ARGENTINA (mg/m3)
PAIPA 1 X X X X X X X X X X ∝ X X X √
PAIPA 2 X X X X X X X X X X X X X X X
PAIPA 3 X X X X X X X X X X X X X X X
PAIPA 4 ∝ X X √ X X √ X X √ ∝ X √ X √
ZIPA 2 X X X X X √ X X X X √ X X X √
ZIPA 3 X X X X √ √ X X X X √ X X √ √
ZIPA 4 X X X √ √ √ √ X X √ √ √ √ √ √
ZIPA 5 X X X X ∝ √ X X X X √ X X √ √
TASAJERO ∝ X X X √ √ X X X √ √ X X √ √
Fuente: Las autoras (2007). Valores recopilados de acuerdo a la normatividad en los países latinoamericanos.
4.5.2 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A GAS NATURAL
A continuación se comparar los valores reportados con la normatividad
latinoamericana, con el fin de establecer que tan cerca se encuentran de cumplir
los parámetros las centrales colombianas Tabla 4.22. Estado de emisiones de las
centrales a gas.
EMISION BANCO
MUNDIAL (mg/m3)
PROPUESTA DE NORMA
(mg/m3) UNIDAD TÉRMICA
MP SOX NOX MP SOX NOX MP SOX NOXTERMODORADA 0,66 0,08 36,85 √ √ √ √ √ √ BARRANQUILLA 3 1,84 0,22 36,84 √ √ √ √ √ √ BARRANQUILLA 4 1,86 0,22 37,19 √ √ √ √ √ √ GUAJIRA 1 2,13 0,26 119,06 √ √ √ √ √ √ GUAJIRA 2 2,10 0,25 117,84 √ √ √ √ √ √
TEBSA 11,29 1,35 100,72 √ √ √ √ √ √
SIERRA 7,90 6,85 64,12 √ √ √ √ √ √
VALLE 6,36 0,20 16,20 √ √ √ √ √ √
X Incumple norma √ Cumple norma ∞ Cercana la limite
88
…continuación tabla 4.22.
PALENQUE 0,27 0,03 15,38 √ √ √ √ √ √
FLORES 1 2,42 0,51 72,34 √ √ √ √ √ √
FLORES 2 1,61 0,35 171,25 √ √ √ √ √ ∞
FLORES 3 1,95 0,50 182,51 √ √ √ √ √ ∞
EMCALI 1,54 0,19 30,87 √ √ √ √ √ √
CENTRO 1,93 0,23 71,06 √ √ √ √ √ √
MERILECTRICA 2,21 0,26 44,14 √ √ √ √ √ √
PROELECTRICA 1 0,99 0,12 55,51 √ √ √ √ √ √
PROELECTRICA 2 1,00 0,12 55,80 √ √ √ √ √ √
CANDELARIA 1 0,37 0,98 24,47 √ √ √ √ √ √
CANDELARIA 2 0,43 0,90 29,46 √ √ √ √ √ √
CARTAGENA 1 1,10 0,13 61,85 √ √ √ √ √ √
CARTAGENA 2 0,89 0,11 49,86 √ √ √ √ √ √
CARTAGENA 3 1,06 0,13 59,47 √ √ √ √ √ √
YOPAL 1 0,39 0,05 22,01 √ √ √ √ √ √
YOPAL 2 0,52 0,06 28,93 √ √ √ √ √ √ Fuente: Las autoras. Los valores subrayados son los que reportan directamente las centrales termoeléctricas, los demás valores son datos calculados por factores de emisión
Las graficas 15,16y 17 muestran la comparación para cada contamínate (MP, SOx y
NOx) según los valores establecidos en la propuesta de norma de emisión de fuentes
fijas versión marzo 2007.
X Incumple norma √ Cumple norma ∞ Cercana la limite
89
Grafica. 4.14 Comparación de emisión reportada de material particulado con la propuesta de norma.
0
5
10
15
20
25
30
35
TER
MO
DO
RAD
A
BAR
RAN
QU
ILLA
3
BAR
RAN
QU
ILLA
4
GU
AJIR
A 1
GU
AJIR
A 2
TEBS
A
SIER
RA
VALL
E
PALE
NQ
UE
FLO
RES
1
FLO
RES
2
FLO
RES
3
EMC
ALI
CEN
TRO
MER
ILEC
TRIC
A
PRO
ELEC
TRIC
A 1
PRO
ELEC
TRIC
A 2
CAN
DEL
ARIA
1
CAN
DEL
ARIA
2
CAR
TAG
ENA
1
CAR
TAG
ENA
2
CAR
TAG
ENA
3
YOPA
L 1
YOPA
L 2
UNIDAD DE GENERACION (GAS NATURAL)
MP
mg/
m3
DATOS DE EMISION REPORTADOS
VALOR LIMITE DE LA PROPUESTA DE NORMA
Fuente: Las autoras (2007)
Todas las centrales térmicas a gas cumplen por amplio rango el límite de norma de
emisión de la propuesta de norma versión de marzo de 2007, la mayor emisión es de
Tebsa con 11.29 mg/m3 que esta por de bajo de la norma 18.7 mg/m3.
Grafica. 4.15 Comparación de emisión reportada de SOx con la propuesta de norma.
0
10
20
30
40
50
60
TER
MO
DO
RAD
A
BAR
RAN
QU
ILLA
3
BAR
RAN
QU
ILLA
4
GU
AJIR
A 1
GU
AJIR
A 2
TEBS
A
SIER
RA
VALL
E
PALE
NQ
UE
FLO
RES
1
FLO
RES
2
FLO
RES
3
EMC
ALI
CEN
TRO
MER
ILEC
TRIC
A
PRO
ELEC
TRIC
A 1
PRO
ELEC
TRIC
A 2
CAN
DEL
ARIA
1
CAN
DEL
ARIA
2
CAR
TAG
ENA
1
CAR
TAG
ENA
2
CAR
TAG
ENA
3
YOPA
L 1
YOPA
L 2
UNIDAD DE GENERACION (GAS NATURAL)
SOx
mg/
m3
DATOS EMISION REPORTADOS
VALOR LIMITE DE LA PROPUESTA DE NORMA
Fuente: Las autoras (2007)
90
De igual manera que para el material particulado los valores estimados, para la emisor
de óxidos de azufre, todas cumplen con el límite dado en la propuesta de norma de
emisión. El valor mas alto es el de TermoSierra con 6.85 mg/m3.
Grafica. 4.16 Comparación de emisión reportada de NOx con la propuesta de norma.
0
50
100
150
200
250
TER
MO
DO
RAD
A
BAR
RAN
QU
ILLA
3
BAR
RAN
QU
ILLA
4
GU
AJIR
A 1
GU
AJIR
A 2
TEBS
A
SIER
RA
VALL
E
PALE
NQ
UE
FLO
RES
1
FLO
RES
2
FLO
RES
3
EMC
ALI
CEN
TRO
MER
ILEC
TRIC
A
PRO
ELEC
TRIC
A 1
PRO
ELEC
TRIC
A 2
CAN
DEL
ARIA
1
CAN
DEL
ARIA
2
CAR
TAG
ENA
1
CAR
TAG
ENA
2
CAR
TAG
ENA
3
YOPA
L 1
YOPA
L 2
UNIDAD DE GENERACION (GAS NATURAL)
NO
xm
g/m
3
DATOS EMISON REPORTADOS
VALOR LIMITE DE LA PROPUESTA DE NORMA
Fuente: Las autoras (2007).
En el caso de de óxidos de nitrógeno vemos una leve cercanía con el limite de la
propuesta de norma en el caso de Flores 2 y 3 siendo los datos comparados,
calculados mediante muestreos isocineticos.
Tabla 4.23. Comparación con normas de emisión Latinoamericanas.
CHILE (kg/MW) PERÚ (mg/m3) MÉXICO (mg/m3) VENEZUELA (mg/m3)
MP SOX NOX MP SOX NOX MP SOX NOX MP SOX NOX UNIDAD
0,17 3,4 1,3 80 30 200 60 550 110 175 300 4500
TERMODORADA √ √ X √ √ √ √ √ √ √ √ √
BARRANQUILLA 3 √ √ X √ √ √ √ √ √ √ √ √
BARRANQUILLA 4 √ √ X √ √ √ √ √ √ √ √ √ GUAJIRA 1 √ √ X √ √ √ √ √ √ √ √ √
GUAJIRA 2 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √
TEBSA √ √ X √ √ √ √ √ X √ √ √
SIERRA √ √ X √ √ √ √ √ √ √ √ √
VALLE √ √ X √ √ √ √ √ √ √ √ √
PALENQUE √ √ X √ √ √ √ √ √ √ √ √
FLORES 1 √ √ X √ √ √ √ √ √ √ √ √
91
CONTINUACION TABLA 4.23
FLORES 2 √ √ ∝ √ √ ∞ √ √ X √ √ √
FLORES 3 √ √ X √ √ ∞ √ √ X √ √ √
EMCALI √ √ ∝ √ √ √ √ √ √ √ √ √
CENTRO √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √
MERILECTRICA √ √ ∝ √ √ √ √ √ √ √ √ √
PROELECTRICA 1 √ √ ∝ √ √ √ √ √ √ √ √ √
PROELECTRICA 2 √ √ ∝ √ √ √ √ √ √ √ √ √
CANDELARIA 1 √ √ ∝ √ √ √ √ √ √ √ √ √
CANDELARIA 2 √ √ ∝ √ √ √ √ √ √ √ √ √
CARTAGENA 1 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √
CARTAGENA 2 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √
CARTAGENA 3 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √
YOPAL 1 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √
YOPAL 2 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ Fuente: Las autoras (2007). En el presente trabajo, con miras a la elaboración de las propuestas técnicas y para el
cumplimiento de la propuesta de norma, solo se tendrán en cuanta las unidades de
las centrales térmicas que cuente con una capacidad instalada mayor a 50 MW, dado
que así lo establece la propuesta de norma. La unidad 1 de TermoPaipa con
capacidad instalada de 30 MW y la unidad 2 de TermoZIpa con capacidad instalada
de 35 MW no serán objeto de este análisis. Para las demás unidades de generación y
según sus necesidades se establecen alternativas técnico-económicas para lograr el
cumplimiento de la propuesta de norma versión marzo 2007
X Incumple norma √ Cumple norma ∞ Cercana la limite
92
5. ESTRATEGIAS TECNOLÓGICAS PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA PROPUESTA DE NORMA DE EMISIONES FUENTES FIJAS.
De acuerdo con el diagnóstico de las emisiones atmosféricas en las centrales
termoeléctricas, se evidencia que las carboeléctricas requieren disminuir la emisión de
sus contaminantes para el cumplimiento de la propuesta de norma de emisión de
fuentes fijas elaborada por el MAVDT. En este sentido se hace necesario plantear
estrategias para que el sector logre cumpla con los valores establecidos en la norma.
En este capitulo se evaluaran los dos métodos o alternativas posibles para reducir las
emisiones de contaminantes a la atmósfera, a partir del consumo de combustibles
fósiles. Los mecanismos potenciales para reducir sus emisiones son las mejoras
tecnológicas y de materias primas, y el método correctivo de implementación de
equipos de control.
A continuación se establecen los porcentajes de remoción de cada contaminante que
es debe realizar cada unidad en las centrales termoeléctricas para el cumplimiento de
la propuesta de norma y así poder determinar las eficiencias necesarias de cada una
de las alternativas propuestas.
Ecuación para la determinar de la eficiencia requerida por el equipo de control
[ ] [ ][ ] ⎟
⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ −×=
ea
lpea100% Ecuación 5.1
donde:
% Porcentaje de remoción que se debe alcanzar para el cumplimiento de la norma de emisión. [ ]ea Concentración de material particulado emitido por cada central termoeléctrica [ ]lp Límite permisible centrales térmicas con capacidad instalada mayor a 50 MW.
93
De acuerdo con la ecuación 5.1, se calcula a manera de ejemplo la remoción
necesaria de material particulado para la unidad de Paipa 2. Ver Anexo 6.
%85.9640.951
20040.951100%
3
33=
⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜
⎝
⎛ −×=
mmg
mmg
mmg
Ecuación 5.1
Tabla 5.1 Porcentajes de remoción para cumplimiento de propuesta de norma
UNIDAD MP %
SOx %
NOx %
PAIPA 2 96,85 98,76 84,58 PAIPA 3 97,86 98,86 82,23 PAIPA 4 2,64 97,00 43,99 ZIPA 3 86,19 94,74 0,00 ZIPA 4 21,41 94,31 0,00 ZIPA 5 86,13 94,74 4,30 TASAJERO 3,08 94,64 30,79
Fuente: Las autoras (2007). Debido a que la propuesta de norma solo incluye a instalaciones de combustión con
capacidad instalada mayor de 50 MW para este estudio no se tendrá en cuenta la
unidad 1 de TermoPaipa y 2 de TermoZipa.
5.1 ALTERNATIVAS DE MEJORAS TECNOLÓGICAS Y DE MATERIA PRIMA
Las propuestas de mejoras tecnológicas, son cambios en el combustible, o en algunos
de los elementos del las instalaciones del la centrales térmicas, sin llegar a proponer
cambios demasiado radicales dado que esto aumentaría en gran medida la inversión
y en algunos casos llevaría a la central térmica al cambio total de sus instalaciones.
Lo que se pretende es el cumplimiento de la legislación ambiental en el escenario
futuro sin que esto lleve al cierre o la perdidas económicas de magnitud para la
central, que se verán reflejadas en el aumento del costo de la energía de en el país.
94
Entre las mejoras y cambios posibles en las centrales termoeléctricas que conllevan a
una disminución de emisiones atmosféricas de material particulado, óxidos de azufre y
óxidos de nitrógeno, se tienen:
5.1.1. MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DEL COMBUSTIBLE
El contenido de cenizas junto con el contenido de azufre, que está presente en el
carbón utilizado para la combustión repercute en las características del gas de
emisión. A mayor contenido de ceniza se da una mayor emisión de material
particulado, sucede lo mismo con el contenido de azufre. Como se puede ver en la
tabla 5.2, el carbón utilizado por las centrales termoeléctricas, excepto Termotasajero;
presenta un alto contenido de cenizas y azufre, es necesario buscar una alternativa
que permita disminuir los porcentajes de estos en el combustible para que las
emisiones a su vez sean menores. La alternativa que se propone es:
Mezcla de carbón. Debido a la necesidad de no elevar demasiado los costos del
carbón se propone realizar una mezcla del carbón usado por la central termoeléctrica,
con otro de áreas cercanas con porcentajes de ceniza y azufre más bajos, que
permitan mejorar la calidad del combustible, sin disminuir su poder calorífico.
La UPME realizo en el año 2005 un análisis detallado del sector carbonífero en
Colombia, Ver Anexo 6. Dicha información es utilizada en este escenario para la
elaboración de la propuesta de mezcla del carbón. Se evaluó principalmente que la
reserva carbonífera fuera de dimensiones iguales o mayores que la del carbón de
utilización actual de la central termoeléctrica para garantizar la disponibilidad del
combustible con un poder calorífico muy cercano al del carbón de uso actual y que
sus porcentajes de cenizas y azufre fueran menores, para así garantizar la
disminución de las emisiones.
Después de la revisión de la información de acuerdo con las características de las
minas de extracción que se puede observar en el Anexo 6, se escogieron las áreas
95
carboníferas que cumplieran con lo expresado anteriormente, en la tabla 5.2 se
muestran los resultados arrojados.
Tabla 5.2 Características promedio del carbón. CARBÓN USADO EN LA ACTUALIDAD CARBÓN PROPUESTO PARA LA MEZCLA
Ubicación Área Cz St Pc Ubicación Área Cz St Pc
Cundinamarca Zipa-Neusa 14,42 1,38 7220 Cundinamarca Jerusalen-Guataqui
5,34 0,58 7250
Boyacá Sogamoso-Jericó
9,57 1,23 7280 Cundinamarca Guaduas-Caparrapi
5,61 0,59 7130
Norte de Santander
Tasajero-Oeste
7,65 0,85 7740 Norte de Santander
Zulia-Santiago
5,95 0,71 7860
Fuente: Las autoras (2007). Tabla elaborada con información de la UPME del boletín cadena del carbón (2006) Cz= Porcentaje de ceniza en el carbón St= Porcentaje de azufre en el carbón Pc= Poder calorífico del carbón en kcal/kg.
Para hallar el porcentaje de ceniza y azufre de la mezcla del combustible se calcula
un promedio ponderado.
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ ×+×
=100
)%()%(%. npropuestocenizcarboXactualcenizcarboXceniza Ecuación 5.2
Donde X es el % de carbón a utilizar en la mezcla, ejemplo para la unidad 1 de
TermoZipa,
2.6100
)34.590()42.1410(%. =⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ ×+×
=ceniza
La misma ecuación se utiliza para hallar el % de azufre de la mezcla
66.0100
)58.090()38.110(% =⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ ×+×
=azufre
96
En la siguiente tabla se puede observar las tres mezclas posibles, de acuerdo con las
características del carbón encontrados en zonas cercanas a las centrales
termoeléctricas.
Tabla 5.3. Características promedio del carbón según las mezclas propuestas
MEZCLA 1 MEZCLA 2 MEZCLA 3 COMBINACION Cz St Pc Cz St Pc Cz St Pc
TERMOZIPA 6,248 0,66 7247 7,16 0,74 7244 7,61 0,78 7243TERMOPAIPA 5,61 0,65 7145 6,40 0,72 7160 6,60 0,75 7168TERMOTASAJERO 6,12 0,72 7848 6,29 0,74 7836 6,38 0,75 7830 Fuente: Las autoras (2007). Mezcla 1 = 90% de carbón más limpio + 10% de carbón actual
Mezcla 2 = 80% de carbón más limpio + 20% de carbón actual Mezcla 3 = 75% de carbón más limpio + 25% de carbón actual
Los datos de las emisiones fueron estimadas por factores de emisión en las
condiciones actuales y con la mezcla de carbón. Anexo 7.
Ejemplo de porcentaje de disminución de las emisiones para la unidad 3 de
TermoZipa
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ −×=
eactualcombustibl
mbustiblemezcladecoeactualcombustibl
emisionemisionemisionuciondis %100min%
Donde:
Emisión carbón actual la emisión del contaminante evaluado por factores de emisión para el
2006.
Emisión carbón mezcla la emisión del contaminante evaluado por factores de emisión con las
condiciones del combustible mezclado.
Para el material particulado:
%57330
143330%100.min% =⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −
×=MPuciondis
Para Óxidos de azufre:
97
%52454
454950%100.min% =⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −
×=SOxuciondis
La totalidad de los cálculos se observan en el Anexo 6. En las tablas 5.4 y 5.5
muestran los porcentajes de disminución de la emisión de material particulado y
óxidos de azufre, respectivamente; al efectuarse los cambios para mejorar la calidad
del carbón.
Tabla 5.4. Porcentajes de disminución de la emisión de material particulado con la mejora de calidad de combustible.
CENTRAL TERMICA
MEZCLA 1 %
MEZCLA 2 %
MEZCLA3 %
TERMOZIPA 57 50 47
TERMOPAIPA 37 33 31
TERMOTASAJERO 57 50 47 Fuente: Las autoras (2007).
Mezcla1= 90% de carbón mas limpio + 10% de carbón actual Mezcla2= 80% de carbón mas limpio + 20% de carbón actual Mezcla3= 75% de carbón mas limpio + 25% de carbón actual
Tabla 5.5. Porcentajes de disminución de la emisión de óxido de azufre. CENTRAL TERMICA
MEZCLA 1 %
MEZCLA 2 %
MEZCLA 3 %
TERMOZIPA 52 46 43
TERMOPAIPA 47 42 39
TERMOTASAJERO 52 46 43
Fuente: Las autoras (2007). Mezcla1= 90% de carbón mas limpio + 10% de carbón actual Mezcla2= 80% de carbón mas limpio + 20% de carbón actual Mezcla3= 75% de carbón mas limpio + 25% de carbón actual
El porcentaje de mezcla de combustible con mejores resultados de remoción es la
proporción de 90% del carbón con menor contenido de cenizas y de azufre y 10 % de
combustible usado actualmente por la central.
98
5.1.2 INSTALACIÓN DE QUEMADORES DE BAJO NOX.
Los quemadores de bajo NOx se fundamentan en la disminución de oxígeno en el
quemador donde se “organiza “la combustión por etapas dentro del quemador. El
diseño de un quemador con baja emisión de NOx, según el plan de acción para
mejoramiento ambiental de Acercar se debe considerar:
La relación del aire primario con combustible pulverizado y la mezcla de aire
secundario.
La máxima transferencia de calor y masa entre la mezcla del aire primario y el
combustible pulverizado con los productos de combustión en el horno.
Combustión eficiente del combustible con una fracción mínima de aire primario.
Disminución de temperatura del núcleo de la llama sin afectar la estabilidad de
ignición en la eficiencia de combustión.
Las eficiencias alcanzadas con los quemadores de bajo NOx son de 50 al 70%22. La
tabla 5.6, se muestra la reducción de NOx instalando quemadores de bajo NOx,
propuestos por la EPA.
Un quemador de bajo NOx, proporciona una llama estable que tiene varias zonas
diferentes. Por ejemplo, la primera zona puede ser combustión primaria. La segunda
zona puede ser Re-quemado de Combustible (RC) con combustible añadido para
reducir los NOx químicamente. Esta puede ser una de las tecnologías con alta
eficiencia de destrucción y remoción, menos costosas para la prevención de la
contaminación.
22 ENVIROMENTAL PROTECTION AGENCY. Boletín Técnico: Óxidos de nitrógeno, ¿por qué y como se controlan?. Noviembre de 1999. p 23
99
Tabla 5.6 Disminución de emisiones con quemadores de bajo NOx
UNIDAD EMISIÓN ACTUAL (mg/m3)
EMISION CON QBN (mg/m3)
REMOCIÓN
PAIPA 2 1142,34 571 571,17 PAIPA 3 1125,55 563 562,78 PAIPA 4 612,83 306 306,42 ZIPA 5 209,07 105 104,54 TASAJERO Ya posee Quemador de bajo NOx
Fuente: Las autoras (2007). Teniendo en cuenta que el valor de la propuesta de norma es de 200 mg/m3 QBN: Quemador Bajo en NOx
5.2 EQUIPOS DE CONTROL PARA LAS EMISIONES ATMOSFERICAS.
Los equipos de control son métodos correctivos que se utilizan para la disminución de
las emisiones al final de un proceso productivo. Estos dispositivos tienen como
objetivo principal la reducción del contaminante del gas efluente para así hacer que
este sea descargado a la atmósfera con características menos contaminante. A
continuación se muestran las posibilidades de equipos de control para cada
contaminante su principio de funcionamiento, los costos a. sin mejoras tecnológicas ni
de materias primas y b. teniendo en cuenta estas.
5.2.1 EQUIPO DE CONTROL PARA EL MATERIAL PARTICULADO
En Colombia el único contamínate que ha tenido control por parte de las centrales
termoeléctricas es el material particulado. Como fue evidenciado en el capituló
anterior, aunque cuentan con precipitadores electroestáticos PES, estos no tienen la
eficiencia necesaria para el cumplimento de la propuesta de norma de emisión, esto
puede deberse a la falta de un programa de mantenimiento preventivo y correctivo de
estos equipos.
100
La tendencia de implementar los precipitadores electrostáticos se debe a la alta
eficiencia de remoción para material particulado23. Los PES se emplean por lo general
cuando se requieren: a.) eficiencias muy altas para la eliminación de polvos b.) el
volumen de gas es alto y c.) es necesario recuperar materiales valiosos sin
modificaciones físicas.
Un PES es un equipo de control de partículas que utiliza un campo eléctrico, para
mover las partículas fuera de la corriente de gas y sobre las placas del colector24. En
la Figura 5.1 se muestra un ejemplo de los componentes del precipitador
electrostático. El gas de combustión que transporta el material particulado o ceniza
volante, pasa a través de un campo eléctrico, donde las partículas son cargadas
negativamente y atraídas por un electrodo colector con carga opuesta; por medio de
un sistema de golpeteo se limpia el electrodo y se recogen las partículas en una tolva
localizada en la parte inferior del precipitador. Las cenizas colectadas en las tolvas del
precipitador electrostático deben ser dispuestas en un relleno sanitario especial o
patio de cenizas, conjuntamente con las cenizas de fondo colectadas directamente en
la cámara de combustión.
23 WARK, Kenneth. Contaminación del aire: origen y control, Capitulo 7. Control de los óxidos de azufre. Ed. Limusa México, 1990, p 441. 24 ENVIROMENTAL PROTECTION AGENCY. Manual de costos del control de contaminación en el aire: Sección 6 Controles para material particulado. Capitulo 3 Precipitadores electroestáticos. 1999 p 3-4.
101
Figura 5.1. Precipitador Electrostatico
Fuente: Induambiente (2000).
Los PES tipo placa-alambre son óptimos para calderas en termoeléctricas25, en estos
el flujo de la emisión gaseosa fluye horizontalmente y paralelo a las placas verticales
de láminas de metal. Los espacios entre las placas son típicamente de 19 a 38 cm.
Los electrodos de alto voltaje son alambres largos con pesas en su extremo inferior, y
están colgados entre las placas. Dentro de cada plano de flujo, el gas debe pasar por
cada alambre en secuencia a medida que fluye a través de la unidad. Las zonas de
flujo entre las placas son llamadas ductos. Las alturas de estos varían entre los 6 y 14
metros.
Las fuentes de energía para los PES convierten el voltaje AC industrial (220 a 480
voltios) a voltaje DC pulsante en el rango de 20.000 a 100.000 voltios según sea
necesario. El voltaje aplicado a los electrodos causa que el gas entre los electrodos se
descomponga eléctricamente, un acto conocido como una “corona.” Se suele impartir
25 Ibid, p 6-96
102
una polaridad negativa a los electrodos porque una corona negativa tolera un voltaje
más alto antes de producir chispa que una corona positiva. Los iones generados en la
corona siguen las líneas del campo eléctrico desde el electrodo hasta las superficies
colectoras. Por lo tanto, cada combinación de tubo y electrodo establece una zona de
carga a través de la cual deben pasar las partículas. Puesto que las partículas
mayores 10 μm de diámetro absorben varias veces más iones que las menores 1 μm
de diámetro, las fuerzas eléctricas son mucho más fuertes en las partículas mayores.
Estas partículas reencauzadas son a su vez procesadas de nuevo por secciones
posteriores, pero las partículas reencauzadas en la última sección del PE no tienen la
oportunidad de ser recapturadas y de esa manera escapan de la unidad. Debido a los
espacios libres necesarios para los componentes internos no electrificados en la parte
superior de los PES, parte del gas pudiera fluir alrededor de las zonas de carga. A
esto se le llama “fuga furtiva” e impone un límite superior sobre la eficiencia. Los
deflectores antifuga son colocados para forzar el flujo de la fuga a mezclarse con la
corriente principal del gas para su recolección en secciones posteriores. Otro factor
principal en el funcionamiento es la resistividad del material recolectado. Debido a que
las partículas forman una capa continua sobre la tubería de los PES, toda la corriente
iónica debe atravesar la capa para alcanzar el suelo. Esta corriente crea un campo
eléctrico en la capa, y puede volverse lo suficientemente grande como para causar
una avería eléctrica local. Cuando esto ocurre, iones nuevos de la polaridad opuesta
son inyectados dentro del espacio entre el tubo y el alambre, en donde reducen la
carga sobre las partículas y pueden causar chispas. A ésta condición de avería se le
llama “corona reversa”. La corona reversa prevalece cuando la resistividad de la capa
es alta, por lo general sobre los 2 x 10-11 ohm-cm.
Por encima de este nivel, la capacidad de recolección de la unidad se reduce
considerablemente porque la corona reversa severa causa dificultades para cargar las
partículas. Las resistividades bajas también causarán problemas. A resistividades
menores de 108 ohm-cm, las partículas se retienen sobre la superficie colectora de
una manera tan suelta que tanto el reencauzamiento general, como aquél asociado
con la limpieza de los recolectores, se vuelven mucho más severos. Por lo tanto, se
debe tener cuidado al medir o al estimar la resistividad porque es afectada
103
fuertemente por variables tales como la temperatura, humedad, la composición del
gas, la composición de las partículas, y las características de la superficie.
El tamaño del precipitador se relaciona a varios parámetros del diseño. Uno de los
parámetros principales es el área específica de recolección, que se define como la
relación de la superficie de los electrodos colectores al flujo del gas. Las superficies
mayores de recolección conducen a mejores eficiencias de remoción.
5.2.2 EQUIPO DE CONTROL PARA LOS ÓXIDOS DE AZUFRE
En Colombia los óxidos de azufre actualmente no están siendo controlados en las
centrales termoeléctricas. El control post combustión para los óxidos de azufre se
realiza mediante la desulfurización de los gases, y para llevar a cabo este proceso se
conocen las siguientes maneras: regenerativos o no regenerativos y húmedos o
secos. Los procesos no regenerativos son aquellos en los que se forma un producto
sólido residual que se desecha y en los procesos regenerativos existe un agente de
remoción que se puede volver a usar en el sistema. Por otro lado, en los procesos
húmedos o secos, la diferencia radica en el modo de suministrar el agente de
remoción activo26.
Como se presenta en la tabla 5.1, se requiere una alta eficiencia de remoción de
óxidos de azufre en las centrales termoeléctricas para dar el cumplimiento a la
propuesta de norma de emisión de contaminantes a la atmósfera, por ello se opto por
el uso de torres de absorción, ya que en ellas se alcanzan eficiencias de remoción
hasta del 99,9%, se manejan razones de líquido más altas y los requerimientos de
consumo de agua relativamente son más bajos que otros sistemas de control27. En las
torres de absorción los gases ácidos son absorbidos dentro de la solución
depuradora, estos reaccionan con los compuestos alcalinos para producir sales
neutrales. La proporción de absorción de los gases ácidos depende de la solubilidad
de estos en el líquido depurador.
26 WARK, Op- cit. p 445 27 ENVIROMENTAL PROTECTION AGENCY, Hoja de Datos-Tecnología de Control de contaminación del Aire para gases ácidos. EPA-452/F-03-015.
104
El proceso húmedo para absorción del óxido de azufre los reactivos más empleados
es la cal, en un proceso húmedo la mezcla acuosa resultante es inyectada hacia la
corriente del gas de tiro. La reacción química toma lugar en una torre de absorción. El
gas fluye a través del absorbedor, éste se mezcla con el rocío de calcio. El SO2 es
absorbido dentro del líquido, formándose una mezcla acuosa de sulfito de calcio y
algo de sulfato de Calcio, las reacciones químicas son:
( ) ( ) ( )ggs CaSOSOCaO 32 ⇒+
( ) ( ) ( )ggs CaSOSOCaO 42 222 ⇒+
La concentración más pesada de la mezcla acuosa es continuamente removida y
procesada. En la mayoría de los sistemas está mezcla acuosa de desecho es
deshidratada con el líquido que regresa a ser reciclado al sistema de depurados. El
lodo de sulfito de calcio es químicamente estabilizado y compactado en un lugar de
relleno. Como alternativa se tiene que convertir el sulfito de calcio en sulfato por
oxidación forzada. Este material si es suficientemente puro, se utiliza para producir
yeso.
Esta consisten en una cámara que contiene capas de material de empaque de varias
formas que proporcionan una gran superficie para el contacto entre el líquido y las
partículas. El empaque es mantenido en su lugar por medio de retenedores de malla
metálica y soportada por una placa cerca del fondo del depurador. El líquido
depurador es introducido uniformemente por encima del embalaje y fluye hacia abajo
a través del lecho. El líquido cubre el empaque y establece una película delgada. El
contaminante a ser absorbido debe ser soluble en el líquido. En las torres de
absorción, la corriente de gas fluye hacia la parte superior de la cámara es decir
contra la corriente del líquido.
La absorción física depende de las propiedades de la corriente de gas y del solvente
líquido, tales como la densidad y viscosidad, tanto como de las características
específicas del contaminante en el gas y en la corriente de líquido, por ejemplo, la
difusividad, la solubilidad en equilibrio. Estas propiedades son dependientes de la
105
temperatura, y las temperaturas más bajas por lo general favorecen la absorción de
gases por el solvente. La absorción también es mejorada por una mayor superficie de
contacto, una proporción mayor de líquido a gas, y concentraciones mayores en la
corriente de gas28 (EPA, 1991). La absorción química puede ser limitada por la
proporción de reacción, sin embargo el paso determinante es típicamente la
proporción de absorción física, no la proporción de reacción química (EPA, 1996a;
EPA, 1996b).
El material solvente típico es la piedra caliza o la cal. La piedra caliza es bastante
económica pero las eficiencias de control de los sistemas de piedra caliza están limitadas
a aproximadamente un 90%. La cal es más fácil de manejar y tiene eficiencias de control
de hasta 95% pero es significativamente más costosa29. Cuando los gases ácidos son
absorbidos dentro de la solución depuradora, estos reaccionan con los compuestos
alcalinos para producir sales neutrales. La proporción de absorción de los gases
ácidos depende de la solubilidad de los gases ácidos en el líquido depurador30.
La relación del volumen entre el reactivo31 y el gas residual se le conoce como la relación
de líquido a gas (L/G). La relación L/G determina la cantidad de reactivo disponible para la
reacción con el SO2. Los valores altos de L/G resultan en eficiencias de control más altas.
También aumentan la oxidación de SO2, lo cual resulta en una disminución de la
formación de incrustaciones en el absorbedor.
28 U.S. EPA, Office of Research and Development, “Control Technologies for Hazardous Air Pollutants, citado por EPA, Hoja de Datos-Tecnología de Control de contaminación del Aire para gases ácidos. EPA-452/F-03-015. 29 PACHON, Jorge. Guía de laboratorio Operaciones Unitarias II: Control de gases por absorción. p 6. 30 U.S. EPA, Office of Air Quality Planning and Standards, “Chemical Recovery Combustion Sources at Kraft and Soda Pulp Mills” citado por EPA, Hoja de Datos-Tecnología de Control de contaminación del Aire para gases ácidos. EPA-452/F-03-015. 31 ENVIROMENTAL PROTECTION AGENCY. Manual de costos del control de contaminación en el aire: Sección 5 Controles para SO2 y para gas ácido. Capitulo 1. 2002 p 1-4.
106
Figura 5.2 Esquema de torres de absorción
Fuente: Manual de costos de la EPA para control de SO2.
Para una remoción alta de SO2
es crítica una distribución uniforme del solvente a través
del reactor y un tiempo de residencia adecuado32. El gas de salida debe mantenerse entre
10 y 15°C, por debajo de la temperatura de saturación para minimizar los depósitos en el
absorbedor y en el equipo corriente abajo.
Las ventajas de los depuradores con lechos empacados según la Asociación para el
Manejo de Aire y Residuos33; son la caída de presión relativamente baja, la posibilidad
de hacer la construcción de plástico reforzado con fibra de vidrio (PRF) permite su
32 PACHON, Jorge. Op. Cit. p 7 33 AIR & WASTE MANAGEMENT ASSOCIATION, Air Pollution Engineering Manual, New York. Van Nostrand Reinhold. 1992, p 15.
107
operación en atmósferas altamente corrosivas, es capaz de lograr eficiencias de
transferencia de masa relativamente altas, la altura y/o el tipo de empaque pueden ser
cambiados para mejorar la transferencia de masa sin la adquisición de equipo nuevo,
costo de capital relativamente bajo, requisitos de espacio relativamente bajos y
capacidad de recolectar tanto material particulado como gases.
Las desventajas es que puede crear el problema del desecho de agua (o líquido), el
producto residual se recolecta en húmedo, el material particulado puede causar la
obstrucción de los lechos o placas, cuando se utiliza la construcción de PRF, es
sensible a la temperatura; y costos de mantenimiento relativamente altos.
Hay que tener en cuenta otras consideraciones como que la absorción de gases, el
agua u otro solvente deben ser tratados para remover el contaminante capturado de la
solución. El efluente de la columna puede ser reciclado hacia el sistema y utilizado de
nuevo. Inicialmente, la corriente de reciclamiento puede ir a un sistema de tratamiento
de residuos para remover los contaminantes o el producto de la reacción. Entonces se
podrá añadir líquido depurador de compensación previo a que la corriente vuelva a
entrar en la columna (EPA, 1996a).
Esto crea la necesidad tanto del tratamiento de aguas residuales como de la
disposición de residuos sólidos Inicialmente, una pasta aguada es tratada para
separar el residuo tóxico del agua. El agua tratada puede entonces ser reutilizada o
descargada. Una vez que el agua es removida, el residuo resultante estará en forma
sólida o en forma de una pasta aguada. Si el residuo sólido es inerte y no tóxico, por
lo general puede ser desechado en un relleno sanitario. Los residuos tóxicos tendrán
procedimientos más estrictos para su disposición. En algunos casos el residuo sólido
puede tener algún valor y puede ser vendido o reciclado. Se debe configurar un
dispositivo de control que optimiza el control de más de un contaminante seguido esto
suele no lograr el más alto control posible para ninguno de los contaminantes
controlados por sí solos. Por esta razón, los flujos de gas de desecho que contienen
contaminantes múltiples (por ejemplo, MP y SO2, o MP y gases inorgánicos) son
108
generalmente controlados con dispositivos de control múltiples, ocasionalmente más
de un tipo de depurador en húmedo34.
5.2.3 EQUIPO DE CONTROL PARA EL OXIDO DE NITROGENO
Como métodos correctivos para el control de emisiones de Nox se destacan la
reducción catalítica no selectiva (Selective non catalytic reduction -SNCR) y la
reducción catalítica selectiva (Selective catalytic reduction -SCR), que son tecnologías
de control post combustión35, basadas en la reducción química de los óxidos de
nitrógeno a nitrógeno molecular N2 y vapor de agua H2O. La principal diferencia entre
estas tecnologías es que la SCR utiliza un catalizador para aumentar la eficiencia de
remoción de NOx, lo que permite que el proceso ocurra a bajas temperaturas36. A
continuación se explica las características de cada proceso.
Reducción selectiva no catalítica
La SNCR –Selective Non-Catalytic Reduction- está basada en la reducción química
de la molécula de NOx a nitrógeno molecular (N2) y vapor de agua (H2O) por inyección
de urea o amoniaco sin catalizador.
La ecuación de la reacción del amonio esta dada por:
La ecuación de la reacción de la urea esta dada por:
34 EC/R, Inc., “Evaluation of Fine Particulate Matter Control Technology”, citado por EPA, Hoja de Datos-Tecnología de Control de contaminación del Aire para gases ácidos. EPA-452/F-03-015. 35 ACERCAR, Combustión, Planes de acción para el mejoramiento ambiental. Ed. Grafivisión Editores Ltda. 1999 p 33-35. 36 ENVIROMENTAL PROTECTION AGENCY. Manual de costos del control de contaminación en el aire: Sección 4 Controles de óxidos de Nitrógeno. Capitulo 1. Reducción selectiva no catalítica, 2000 p 1-4.
109
Un agente reductor con base en nitrógeno (reactivo), tal como amoníaco o urea, es
inyectado en el gas después de la combustión37. El reactivo puede reaccionar con un
número de componentes del gas de combustión. Sin embargo, la reacción de
reducción de NOx se favorece sobre otros procesos de reacción química en un rango
específico de temperatura y en presencia de oxígeno.El reactivo es inyectado en el
gas de combustión, a través de boquillas montadas en la pared de la unidad de
combustión. Las boquillas de inyección están localizadas generalmente en el área de
post-combustión, el área superior del horno y de los pasos convectivos. La inyección
causa mezclado del reactivo y el gas de combustión. El calor de la caldera
proporciona la energía para la reacción de reducción. Las moléculas de NOx son
reducidas y el gas de combustión que reaccionó sale entonces de la caldera. La
eficiencia de este sistema es hasta del 50 % de remoción.
Parámetros de diseño para estimaciones a nivel estudio
• Suministro de Calor de la Calera
• Factor de Capacidad del Sistema
• Eficiencia de Remoción de NOx
• Estimación del Consumo de Reactivo y del Tamaño del Tanque.
37 Ibid. p 1-6
110
Figura 5.3 Diagrama de flujo del proceso SNCR
Fuente: Manual de costos de equipos de control de NOx EPA.
Reducción selectiva catalítica (SCR)
Tal como la SNCR, el proceso de SCR- Selective Catalytic Reduction- se basa en la
reducción química de la molécula de NOx. La diferencia principal entre la SNCR y la
SCR es que la SCR emplea un catalizador basado en metales con sitios activados
para incrementar la velocidad de la reacción de reducción. Un agente reductor
(reactivo) basado en el nitrógeno tal como el amoníaco o la urea, es inyectado dentro
del gas de post combustión. El reactivo reacciona selectivamente con el gas de
combustión NOx (óxidos de nitrógeno) dentro de un rango específico de temperatura y
en la presencia del catalizador y oxígeno para reducir al NOx en nitrógeno molecular
(N2) y vapor de agua (H2O)38.
El uso de un catalizador resulta en dos ventajas primarias de los procesos de SCR
sobre los de SNCR. La ventaja principal es la mayor eficiencia de reducción de NOx.
Sin embargo, la disminución en la temperatura de reacción y el aumento en la
eficiencia se encuentra acompañado por un aumento significativo en los costos de
38 ENVIROMENTAL PROTECTION AGENCY. Manual de costos del control de contaminación en el aire: Sección 4 Controles de óxidos de Nitrógeno. Capitulo 1. Reducción selectiva catalítica, 2000 p 2-4.
111
capital y de operación. El aumento en el costo es debido principalmente a los grandes
volúmenes de catalizador requeridos para la reacción de reducción.
El reactivo es inyectado dentro del gas de combustión corriente abajo de la unidad de
combustión y del economizador a través de una rejilla montada en el sistema de
conductos. El reactivo se diluye por lo general con aire comprimido o vapor para
ayudar a la inyección. El reactivo se mezcla con en gas de combustión y ambos
componentes entran en una cámara reactora que contiene al catalizador. A medida
que el gas de combustión caliente y el reactivo se difunden a través del catalizador y
se ponen en contacto con los sitios catalizadores activados, el NOx en el gas de
combustión se reduce químicamente. El calor del gas de combustión proporciona la
energía para la reacción. El nitrógeno, el vapor de agua, y cualquier otro constituyente
a continuación fluyen fuera del reactor de SCR. Se proporciona más detalle sobre el
proceso y el equipo de SCR en las secciones siguientes.
Parámetros de diseño para estimaciones a nivel estudio
• Suministro de Calor de la Caldera
• Factor de Capacidad del Sistema
• NOx No Controlado y NOx de la Chimenea
• Eficiencia de Remoción de NOx
• Relaciones Estequiométricas Reales
• Razón de Flujo de Gas de Combustión
• Velocidad de Espacio y Velocidad de Área
• Eficiencia de Remoción de NOx
• Volumen del Catalizador
• Dimensiones del Reactor de SCR
• Estimación del Consumo de Reactivo y el Tamaño del Tanque
112
Figura 5.4 Diagrama de flujo del proceso SCR
Fuente: Manual de costos de equipos de control de NOx EPA.
5.1.3.1. Selección de sistema para las termoeléctricas. Según las eficiencias
requeridas por cada termoeléctrica, se seleccionara el sistema de control para Óxidos
de nitrógeno. La SNRC será asignada a las centrales termoeléctricas que requieran
una eficiencia menor o igual a 50 %. La SCR será asignada para las termoeléctricas
que requieran un porcentaje de eficiencia mayor a 50.
El cálculo de la eficiencia se evalúa con la siguiente ecuación:
Ecuación 5.3 para la determinar de la eficiencia requerida por el equipo de control
113
donde:
% eficiencia = Porcentaje de remoción que se debe reducir para el cumplimiento de la
norma de emisión de NOx.
Concentración (NOx) emisión actual = Concentración de NOx emitido por cada unidad
Concentración (NOx) Limite permisible= ⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
3200mmg , límite permisible centrales térmicas con
capacidad instalada mayor a 50 MW
Ejemplo de cálculo de la eficiencia, UNIDAD 2 de TERMOPAIPA:
Se reemplazaron los valores en la ecuación anteriormente planteada, de la siguiente
forma:
%5,8485.1296
20085.1296%100%
3
33
=⎟⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜⎜
⎝
⎛
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛−⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛
×=
mmg
mmg
mmg
eficiencia
.%85% ≈eficiencia
La Tabla 5.4 relaciona las unidades termoeléctricas con sus respectivos porcentajes
de eficiencia de remoción y el equipo que se asigna según el % de remoción:
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ −×=
ualemisionact
Permisibleiteualemisionact
NOxiónConcentracNOXiónConcentracNOxiónConcentrac
eficiencia)(
))()((%100% _lim
114
Tabla 5.7 Porcentajes de remoción para NOx y la tecnología a emplear.
UNIDAD % EFICIENCIA
TECNOLOGIA DE CONTROL
PAIPA 2 86% SCR PAIPA 3 85% SCR PAIPA 4 60% SCR ZIPA 3 70% SCR ZIPA 4 40% SNCR ZIPA 5 40% SNCR TASAJERO 40% SNCR
Fuente: Las autoras (2007).
115
6. EVALUACION ECÓNOMICA PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA PROPUESTA DE NORMA DE EMISIONES FUENTES FIJAS.
En el capitulo 5 se plantearon los métodos o alternativas posibles para reducir las
emisiones de contaminantes a la atmósfera y a continuación se desarrollará la
evaluación económica para la implementación de las mismas en cada una de las
centrales termoeléctricas para el cumplimiento de la propuesta de norma de
emisiones para fuentes fijas. Para esta se presentarán dos escenarios: el escenario
uno es la combinación de la mejora tecnológica, cambio de la calida del combustibles
y sumado a esto la instalación de equipos de control y el escenario dos es la
implementación de equipos de control.
6.1 EVALUACIÓN PARA MATERIAL PARTICULADO Para la evolución de costos para el cumplimiento de la propuesta de norma en cuanto
a material particulado se decide evaluar dos escenarios a fin de plantear diferentes
alternativas para el cumplimiento. Se propone como escenarios uno la repotenciación
del precipitador electrostatico junto con una mejora en el combustible, el escenario
dos propone la instalación de un nuevo precipitador. A continuación la evaluación
económica de los escenarios propuestos.
6.1.1 COSTOS DE PRECIPITADOR ELECTROSTATICO SEGÚN ESCENARIO UNO En este escenario se evalúa la una mejora de la calidad de combustible, como se
mostró en la sección 5.1 y el costo del mantenimiento correctivo a los PES que son
utilizados actualmente por las unidades de generación de energía, para así garantizar
el cumplimiento de la propuesta de norma en el valor de material particulado. Para la
116
unidad 4 de Termo Paipa y la de TermoTasajero, se requiere únicamente una mejora
de la calidad de combustible, debido a que sus equipos de control actual tienen las
más altas eficiencia de remoción, como se observa en la tabla 5.1.
6.1.1.1 Evaluación de costos del mejoramiento de la calidad del carbón
La mezcla del carbón no implicaría un incremento en los costos de compra, ya que
estos son pactados con las minas dependiendo de las propiedades del carbón (Poder
calorífico, %ceniza y %Azufre) y su grado de “limpieza” y no pueden exceder el valor
que la UPME tiene establecido, para el mes de mayo del año 2007 el precio
establecido es de 62000 pesos colombianos por tonelada. Por lo tanto este escenario
solo conllevaría el costo de transporte a la central termoeléctrica. Estos costos fueron
calculados de acuerdo a lo estimado por el Departamento Nacional de Planeación en
su informe de Modelación del transporte del flujo de comercio exterior Colombiano. El
cual estipula que el costo promedio es de 5 centavos de dólar por tonelada/kilómetro.
En el Anexo 7 se presentan el procedimiento de la estimación de los costos. En la
Tabla 6.1 se presentan los resultados.
Tabla 6.1 Costo de incremento debido al transporte de carbón. UNIDAD COSTO DE
INCREMENTOmillones U$
PAIPA 2 1,86 PAIPA 3 1,94 PAIPA 4 5,15 ZIPA 3 0,22 ZIPA 4 0,45 ZIPA 5 0,46 TASAJERO 0,49
Fuente: Las autoras. Valores estimados para el Año 2007.
117
6.1.1.2 Evaluación de costos del mantenimiento correctivo de los precipitadores electrostaticos.
Los costos para el mantenimiento correctivo de las unidades, según la EPA en el
Manual de costos para PES, esta entre el 25 al 35% del costo de la inversión total de
una unidad nueva, este costo es calculado en el escenario dos. Se tomo un 35%
debido al estado actual de las eficiencias de los PES que se encuentra reflejado en la
tabla 4.8. El mantenimiento correctivo es para repotenciar el PES y así lograr una
mayor eficiencia; los costos de operación y mantenimiento anual son los requeridos
para que mantenga su eficiencia mejorada. En la tabla 6.2 se reflejan los costos de
mantenimiento correctivo, operación y mantenimiento.
A manera de ejemplo se muestra a continuación la estimación del costo promedio del
mantenimiento correctivo del PES usado actualmente en la unidad 2 de Paipa. El
costo de capital para un PES nuevo es de 4,48 millones de dólares.
uevotodeunPESndelcorrectivoCostodemto cos%35=
dólaresmillonesdeUUcorrectivoCostodemto 57,1$%35*000.4804́$ ==
Tabla 6.2 Costos de mantenimiento correctivo de los Precipitadores Electrostáticos. UNIDAD COSTO DE
MTO CORRECTIVO millones U$
COSTOS DE O&M millones U$
COSTOS FIJOS millones U$
COSTO TOTAL ANUAL millones U$
PAIPA 2 1,57 0,54 0,41 0,95 PAIPA 3 1,23 0,42 0,32 0,74 ZIPA 3 5,00 1,71 1,31 3,03 ZIPA 4 5,36 1,84 1,41 3,25 ZIPA 5 4,82 1,65 1,27 2,92
Fuente: Las autoras (2007). Datos calculados con los rangos estipulados por la EPA. (O&M, Operación y Mantenimiento)
118
El costo total anual de este escenario es la sumatoria de los costos generados por la
mejora de la calidad de combustible y el mantenimiento de PES que se encuentran en
uso en las centrales termoeléctricas. El valor del incremento para la mejora del
combustible se asume como un costo anual que depende del consumo de carbón. En
la tabla 6.3 se presentan los costos. Los costos de capital para el escenario uno son
solamente los que se requieren para el mantenimiento correctivo de los PES.
Tabla 6.3 Costo de inversión para el escenario uno. UNIDAD COSTO DE
MANTENIMIENTO CORRECTIVO millones U$
COSTO TOTAL ANUAL millones U$
PAIPA 2 1,33 2,68 PAIPA 3 1,04 2,58 PAIPA 4 -- 5,15 ZIPA 3 4,25 2,82 ZIPA 4 4,56 3,23 ZIPA 5 4,1 2,97 TASAJERO -- 0,49
Fuente: Las autoras. Valores estimados para el Año 2007. -- No requiere.
6.1.2 EVALUACIÓN DE COSTOS DE PRECIPITADORES ELECTROSTÁTICOS SEGÚN EL ESCENARIO DOS. En este escenario se evalúa el costo de implementación de un nuevo PES tipo placa-
alambre, la instalación de un equipo nuevo es necesaria debido a que el porcentaje de
eficiencia de remoción es alta de acuerdo a lo que se observa en la tabla 5.1, teniendo
en cuenta que las centrales termoeléctricas cuentan actualmente con PES y estos no
garantizarían cumplimiento de la propuesta de norma en el valor de material
particulado.
Los costos se presentan a continuación fueron estimados de acuerdo a los rangos
establecidos por la EPA, los cuales están en la tabla 6.1.
119
Tabla 6.4 Rango de costos de un precipitador electrostático seco tipo placa-alambre
Costo de capital en dólares 21.000 a 70.000 m3/sCosto de operación y mantenimiento en dólares 6.400 a 74.000 m3/s
Costo fijos anuales en dólares 9.100 a 81.000 m3/s Fuente: Hoja de datos PES tipo placa-alambre (2002)
Con respecto a estos rangos se tomo el costo mas alto dado que las eficiencias de
remoción son del 99,9%, se estimaron los costos para cada unidad de acuerdo al flujo
de aire que se requiere tratar, como estos valores fueron calculados por la EPA en el
año 2002, es necesario hacer una progresión y llevar los costos al año 2007, ver
Anexo 8.
A manera de ejemplo se muestra a continuación la estimación del costo de la
implementación de un PES nuevo para la unidad 2 de Paipa. El flujo de esta unidad
es de 55 m3/s y el costo de capital por m3/s es de 82300 dólares.
smUs
mQitalCostodecap33
/$∗=
000.4804́$/82300$5533
UsmUs
mitalCostodecap =∗=
Los resultados de las otras unidades y los otros costos, como lo son el de operación,
mantenimiento y fijos se pueden observar en el Anexo 9. En la tabla 6.5 se muestra el
resumen de estos costos.
120
Tabla 6.5 Costos promedio de Precipitadores Electrostáticos tipo placa-alambre. UNIDAD COSTO DE
CAPITAL millones U$
COSTOS DE O&M millones U$
COSTOS FIJOS millones U$
COSTO TOTAL ANUAL millones U$
PAIPA 2 4,48 0,77 0,59 1,36 PAIPA 3 3,51 0,60 0,46 1,06 ZIPA 3 14,28 2,45 1,88 4,33 ZIPA 4 15,31 2,63 2,01 4,64 ZIPA 5 13,76 2,36 1,81 4,17
Fuente: Las autoras (2007). Datos calculados con los rangos estipulados por la EPA. (O&M, Operación y Mantenimiento)
Las ventajas del este sistema es que permite manejar grandes volúmenes de gas,
presenta alta eficiencia colectora, baja caída de presión y tiene la capacidad de operar
con gases a elevadas temperaturas. Los requisitos energéticos y los costos de
operación tienden a ser bajos. Son capaces de alcanzar eficiencias muy altas, aún
con partículas muy pequeñas; y las desventajas son el alto costo de capital, los
electrodos de descarga fabricados en alambre requieren altos niveles de
mantenimiento, se puede presentar corrosión en la parte superior de los alambres por
efecto de fuga de gas, el lugar para la instalación debe ser de áreas amplias para
obtener bajas velocidades del gas para una recolección eficiente de material
particulado, se requiere personal de mantenimiento relativamente sofisticado y con
implementos de protección para el alto voltaje.
6.1.2.1 Comparación de los dos escenarios De acuerdo a los costos estimados en cada uno de los escenarios compararemos a
continuación la mejor alternativa, es necesario aclarar que los dos escenarios
permiten el cumplimiento de la propuesta de norma de emisión de los valores de
material particulado, esta evaluación se basa en el costo que en el tendría que incurrir
la central termoeléctrica por cada unidad de generación.
Es importante que el escenario de control permita no solo el cumplimiento de la
propuesta de norma sino que además no eleve los costos de la generación de
energía, ya que esto afectaría de manera directa al usuario.
121
La comparación de los escenarios se muestra de manera grafica, a continuación.
Gráfica 6.1 Comparación de costos de capital de los dos escenarios
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
PA
IPA
2
PA
IPA
3
ZIP
A 3
ZIP
A 4
ZIP
A 5
UNIDAD DE GENERACIÓN
COS
TOS
MU$
ESCENARIO 2
ESCENARIO 1
Fuente: Las autoras
El escenario 1 es la mejor alternativa en cuanto el costo de capital, dado que permite
el cumplimento de la norma y tiene menor inversión. El escenario 2 no es el más
apropiado puesto que las unidades ya cuentan con PES y no es justificable hacer una
doble inversión en PES.
122
Gráfica 6.2 Comparación de costos de operación y mantenimiento de los dos escenarios
0,000,501,001,502,002,503,003,504,004,505,00
PA
IPA
2
PA
IPA
3
ZIP
A 3
ZIP
A 4
ZIP
A 5
UNIDAD DE GENERACIÓN
COS
TOS
MU$
/año
ESCENARIO 1 MP
ESCENARIO 2 MP
Fuente: Las autoras
Los costos de operación y mantenimiento anual son menores en el escenario 1 para
las unidades 3, 4 y 5 de TermoZipa, dado que los consumo de combustible en estas
unidades es menores en comparación con los consumos de las unidades 2 y 3 de
TermoPaipa que presentan mayores costo de operación para el mismo escenario.
Se concluye que el escenario 1 es la mejor opción para el cumplimiento de la norma,
porque no solo permite disminuir las concentraciones de material particulado sino que
además contribuye con la reducción de óxidos de azufre, esto ocurre a la mejora del
combustible.
6.2 EVALUACIÓN PARA ÓXIDOS DE AZUFRE
Dado a que las emisiones de óxidos de azufre son tan altas y el limite propuesto en la
norma de emisión de fuentes fijas es tan exigente para este contaminante se propuso
solo un escenario, este escenario combina el cambio de combustible y la
implementación de una torre de absorción, es importante la fusión de estas
alternativas para lograr la remoción requerida, esto permite que los costos de
123
operación y mantenimiento sean menores, pues se requiere menor cantidad de
reactivos químicos. Los costos de mejora de la calidad del carbón ya se tuvieron en
cuenta para material particulado, es por eso que no se involucran en este
contaminante.
Los costos que se presentan a continuación fueron estimados de acuerdo a los
rangos establecidos por la EPA, los cuales están en la tabla 6.4
Tabla 6.6 Rango de costos de una torre de absorción.
Costo de capital U$ 32.000 a 104.000 m3/s
Costo de operación y mantenimiento U$ 36.000 a 165.000 m3/s
Costo fijos anuales U$ 36.000 a 166.000 m3/sFuente: Hoja de datos. Tecnología de control de Contaminación del aire- Torre de Absorción (2002).
Con respecto a estos rangos se tomo un promedio de estos costos para así estimar
los costos para cada unidad de acuerdo al flujo de aire que se requiere tratar y dado a
que estos valores fueron calculados por la EPA en el año 2002 es necesario hacer
una progresión y llevar los costos al año 2007.
A manera de ejemplo se muestra a continuación la estimación del costo de la
implementación de una torre de absorción para la unidad 2 de Paipa. El flujo de esta
unidad es de 55 m3/s y el costo de capital por m3/s es de 94000 dólares (2007).
smUs
mQitalCostodecap33
/$∗=
000.1705́$/94000$5533
UsmUs
mitalCostodecap =∗=
Los resultados de las otras unidades y los otros costos se puede observar en el Anexo
10. En la tabla 6.7 se muestra el resumen de estos costos.
124
Tabla 6.7 Costos estimados de Torres de absorción para control de óxidos de azufre.
UNIDAD COSTO DE CAPITAL millones U$
COSTOS DE O&M millones U$
COSTOS FIJOS millones U$
COSTO TOTAL ANUAL millones U$
PAIPA 2 4,36 5,76 4,16 9,93 PAIPA 3 3,41 4,51 3,26 7,77 PAIPA 4 16,40 21,69 15,67 37,36 ZIPA 3 13,89 18,37 13,26 31,63 ZIPA 4 14,89 19,69 14,22 33,91 ZIPA 5 13,37 17,69 12,77 30,46 TASAJERO 19,40 25,66 18,53 44,19
Fuente: Las autoras (2007). Datos calculados con los rangos estipulados por la EPA. (O&M, Operación y Mantenimiento)
Como se puede observar en la Tabla 6.7 la inversión inicial de los equipos es menor
que los costos de operación y mantenimiento ya que estos están relacionados con la
operación de equipos, materiales de operación como solventes y reactivos a utilizar, el
tratamiento de agua residual, el consumo de energía de las bombas y operarios
capacitados para el optimo funcionamiento de la torre de absorción, además los
equipos de seguridad industrial.
Para el costo de las torres de absorción se recomienda tener en cuenta el Manual de
costos de control de la contaminación en el aire de la EPA, los datos que se requieren
tener para el cálculo de las torres de absorción se encuentran en el Anexo 10.
125
6.3 EVALUACIÓN PARA ÓXIDOS DE NITROGENO
Para el control de los óxidos de nitrógeno se proponen dos escenarios; el primer
escenario propone la instalación de quemadores de bajo NOx y la combinación de
estos con equipos de control de ser necesario. El segundo escenario es la
implementación exclusivamente de equipos de control (SCR y SNCR) que permitan el
cumplimiento de la norma.
Las unidades 3 y 4 de TermoZipa cumplen con los límites de la propuesta de norma
para óxidos de nitrógeno, por lo tanto no serán tenidas en cuenta para la evaluación
de costos.
6.3.1 Evaluación de costos de mejora tecnológicas para nox según el escenario uno.
El escenario uno propone la instalación de un quemador bajo NOx combinado con un
equipo de control que permita la remoción necesaria de este contamínate para el
cumplimento de la propuesta de norma, en los caso de así requerirse. Teniendo en
cuenta lo mencionado en la sección 5.1.2 la eficiencia de los quemadores de bajo
NOx corresponde al 50%, la tabla 6.7 muestra la combinación necesaria para el
cumplimiento de la propuesta de norma. El escenario dos no aplica para
TermoTasajero ya que actualmente cuanta con quemador de bajo NOx.
Los costos de instalación de quemadores de bajo NOx implican los costos que
tendría modificar la caldera para la instalación del equipo. Dichos costos son
evaluados por Myer Kutz en el manual del ingeniero mecánico y están relacionados
con la capacidad de la central térmica.
126
Tabla 6.8. Combinación necesaria para cumplimiento de propuesta de norma UNIDAD EMISION
DESPUES DE EL QBN
TECNOLÓGIA PARA EL CUMPLIMIENTO
% DE EFICIENCIA DEL EQUIPO
PAIPA 2 648,43 SCR 70 PAIPA 3 562,78 SCR 65 PAIPA 4 Cumple NR 0 ZIPA 5 Cumple NR 0
Fuente: Las autoras (2007). NR: no requiere
Con la instalación del quemador de bajo NOx las unidades Paipa 4 y Zipa 5 no
requieren un equipo de control posterior.
A continuación se muestran los costos de la instalación de quemadores de bajo NOx
Tabla 6.9. Costos promedios de quemadores de bajo NOx. UNIDAD Valor
Inversión Total U$
Costos de Operación y mantenimiento U$ /año
Valor U$/MW
PAIPA 2 1´972.337 232.484 26.653 PAIPA 3 1´972.337 232.484º 26.653 PAIPA 4 3´391.500 252.700 22.610 ZIPA 5 1´692.079 229.292 27.291
Fuente: Las autoras (2007).
Los costos de los equipos adicionales se muestran a continuación en la Tabla 6.9
Tabla 6.10 Costos promedios de controles post-combustión para NOx. SCR y SNCR
UNIDAD TECNOLÓGIA Costo Capital MU$
Costo Anual MU$
PAIPA 2 SCR 20,32 2,57 PAIPA 3 SCR 17,72 2,20
127
Fuente: Las autoras (2007).
El costo total del escenario dos es la sumatoria de los costos de capital del quemador
de bajo NOx y el equipo alternativo.
Tabla 6.11. Costos promedios totales para el escenario dos. UNIDAD Costo Capital Total
Promedio Costo Anual Total Promedio
PAIPA 2 22,29 2,80 PAIPA 3 19,68 2,43 PAIPA 4 3,392 0,25 ZIPA 5 17.56 2.27
Fuente: Las autoras (2007).
6.3.2 Evaluación de costos de mejora tecnológicas para nox según el escenario dos.
En este escenario se presenta como alternativa la implementación de SCR y SNCR
de de acuerdo con las necesidades de remoción de cada unidad generadora los
equipos ya fueron escogidos en el sección 5.1.2 tabla 5.64.
Los costos de los equipos de control de Óxidos de Nitrógeno fueron calculados con
base en los lineamientos del Manual de costos de control de la contaminación en el
aire de la EPA (EPA 452/B-02-002) Sección 4 -Controles para óxidos de nitrógeno
NOx. EL procedimiento completo se muestra en el Anexo 10
Tabla 6.12. Costos de Controles post-combustión para NOx. SCR y SNCR UNIDAD Tecnología
de control Costo Capital MU$
Costo Anual MU$
PAIPA 2 SCR 21,6 2,73 PAIPA 3 SCR 19,1 2,37 PAIPA 4 SCR 27,1 3,44 ZIPA 5 SCR 15,7 2,10 TASAJERO SNCR 1,3 0,26
Fuente: Las autoras. Costos calculados según manual de la EPA. Valores promedio para el año 2007
128
Los costos de de capital y de operación y manejo son evaluados originalmente para el
año 1998 y llevados al 2007 (Anexo 7).
Los costos para la reducción catalítica selectiva son considerablemente mayores de
los de la reducción selectiva no catalítica, esto es básicamente por la utilización de
catalizador. Como ya se ha mencionado la reducción catalítica selectiva es entre un
30 y un 40 % mas eficiente.
6.1.3 Comparación de los dos escenarios Los costos estimados en cada uno de los escenarios se comparan a continuación, es
necesario aclarar que los dos escenarios permiten el cumplimiento de la propuesta de
norma de emisión de los valores de óxidos de nitrógeno, esta evaluación se basa en
el costo que en el tendría que asumir la central termoeléctrica por cada unidad de
generación.
La comparación de los escenarios se muestra de manera grafica, a continuación.
Gráfica 6.3 Comparación de costos de capital de los dos escenarios para NOx
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
PAIP
A 2
PAIP
A 3
PAIP
A 4
ZIPA
3
UNIDAD DE GENERACIÓN
COST
OS
MU$
ESCENARIO 1
ESCENARIO 2
Fuente: Las autoras
Los dos escenarios son muy similares para las unidades 2 y 3 de TermoPaipa, puesto
que requiere altas eficiencias de remoción para el cumplimiento de la propuesta de
129
norma e implicaría en el escenario uno la inversión por mejora tecnológica y equipo de
control, sin embargo esta es la mejor opción dado que se incrementaría la eficiencia
de la caldera. Para la unidad 4 de TermoPaipa y 5 de Termo Zipa el escenario uno es
visiblemente mejor ya que solo requiere la instalación del quemador de bajo NOx.
Gráfica 6.4 Comparación de costos de operación y mantenimiento de los dos escenarios
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
4,00PA
IPA
2
PAIP
A 3
PAIP
A 4
ZIP
A 3
UNIDAD DE GENERACIÓN
CO
STO
S M
U$/a
ño
ESCENARIO 1
ESCENARIO 2
Fuente: Las autoras
Los costos de operación y mantenimiento anual están directamente relacionados con
los costos de inversión, lo que plantea un escenario viable para el uso de los equipos
propuestos, estos costos no superan el 15% del costo de capital.
6.4 EVALUACIÓN DE COSTO TOTAL POR CADA CENTRAL TERMOELÉCTRICA.
Según la evaluación realizada en las secciones anteriores es necesario totalizar la
inversión necesaria por cada termoeléctrica para el cumplimiento de todos los
parámetros exigidos en la propuesta de norma. En la tabla 6.11 se muestra dichos
costos.
130
Tabla 6.13 Costo Total promedio por central termoeléctrica.
AGENTE DE GENERACION DE ENERGIA
COSTO DE CAPITAL millones U$
COSTO TOTAL ANUAL millones U$
TERMOPAIPA 71,902 70,95
TERMOZIPA 57,63 105,43 TERMOTASAJERO 20,7 44,94
Fuente: Las autoras (2007).
Gráfica 6.5 Costo Total promedio por central termoeléctrica
0
20
40
60
80
100
120
TER
MO
PAIP
A
TER
MO
ZIPA
TER
MO
TASA
JER
O
AGENTE DE GENERACIÓN DE ENERGIA
COS
TOS
MU$
COSTOS DE CAPITAL
COSTOS DE OPERACION YMANTENIMIENTO
Fuente: Las autoras.(2007)
La magnitud de los costos de capital como los anuales son están relacionados con
las altas eficiencias requeridas para el cumplimiento de la propuesta de norma. Los
costos de operación y mantenimiento son en todos los casos son mayores a los de
capital, debido a que se requieren para el caso de óxidos de azufre la utilización de
reactivos.
131
CONCLUSIONES
De acuerdo con el diagnóstico realizado para las centrales termoeléctricas en
Colombia con respecto a sus emisiones y el cumplimiento de las normas que las
regulan, se presentan las siguientes conclusiones:
1. El análisis de los informes de seguimiento suministrados por el MAVDT y las
CARs, determina que datos de emisiones reportados presentan gran
dispersión y disparidad; los informes reportados a la autoridad ambiental
adolecen de información sobre parámetros importantes para la evaluación
como lo son el consumo horario o anual de combustibles, horas efectivas de
operación, tipo de combustible y tiempos de arranque, eficiencia de los equipos
de control, entre otros.
2. En el año 2006 funcionaron en Colombia 16 centrales termoeléctricas, que se
encuentran integradas al Sistema Interconectado Nacional, de las cuales 13
usan como combustible el gas natural y las 3 restantes usan carbón mineral. El
fuel oil y ACPM actualmente no son utilizados como combustibles principales,
únicamente las centrales termoeléctricas los usan para su arranque y su
consumo es mínimo comparado con el del combustible principal.
3. Los equipos de generación de energía de las centrales termoeléctricas a
carbón tiene una edad que oscila entre 26 y 46 años, a excepción de la Unidad
IV de TermoPaipa instalada en el año 1999. Esto significa básicamente que
son plantas con eficiencias energéticas menores a las de nueva tecnología e
implican dificultades para el tratamiento adecuado del problema ambiental,
dado los altos costos de la adecuación necesaria para la implementación de
equipos de control y/o reconversión.
132
4. Las unidades que usan gas natural, son plantas que en su mayoría no exceden
los 14 años de instalación. Las ventajas ambientales de estas plantas radica en
que su tecnología involucra la minimización de emisiones atmosféricas
(quemadores de bajo NOx, la recirculación de gases, entre otras).
5. La información suministrada por los responsables de los estudios de las
centrales termoeléctricas a gas natural ante la autoridad ambiental competente,
no reporta datos de emisiones atmosféricas de ninguno de los parámetros
evaluados en este proyecto (MP, SOx y NOx), probablemente por la excepción
que establece el Decreto 1697 de 1997 del Ministerio de Medio Ambiente (no
requieren permiso de emisiones), con excepción de Tebsa, TermoSierra,
TermoValle, TermoFlores, TermoCentro y TermoCandelaria.
6. En las centrales termoeléctricas a carbón uno de los aspectos fundamentales
en las características de sus emisiones, lo constituye el tipo de carbón que se
usa, ya que lo importante para su adquisición es la disponibilidad y capacidad
de producción de los proveedores y su costo, y no la calidad del carbón en
cuanto a porcentaje de cenizas y de azufre.
7. Los valores de emisión reportados para óxidos de azufre en las centrales
termoeléctricas a carbón son mayores con respecto al estimado por factores de
emisión establecidos por la EPA, a pesar que el promedio de consumo de
combustible es mayor en las centrales térmicas de Estados Unidos. Esta
condición radica en que las condiciones operativas, los equipos y técnicas de
control de esas centrales son más sofisticadas que las de las térmicas
nacionales.
8. Los valores de emisión reportados para óxidos de nitrógeno en las centrales
termoeléctricas a carbón son muy similares a los estimados por factores de
133
emisión, con excepción de la unidad 4 de TermoPaipa, donde los datos
reportados duplican el valor estimado.
9. Las centrales termoeléctricas que usan carbón, cumplen con los límites
máximos permisibles de emisión de material particulado y la altura de la
chimenea reglamentados en el Decreto 02 de 1982, al igual que la altura de
chimenea para óxidos de azufre. Con respecto a los estándares de la
propuesta de norma de emisión por fuentes fijas, según la versión de Marzo de
2007 del MAVDT los sobrepasan por un amplio rango.
10. Actualmente en Colombia no existe norma para la emisión de óxidos de azufre
y nitrógeno, razón por la cual, los datos obtenidos fueron comparados con los
valores límites de la propuesta de norma de emisión por fuentes fijas que
actualmente trabaja el Ministerio. Las centrales termoeléctricas a carbón
sobrepasan el límite máximo permisible propuesto en cuanto a óxidos de
azufre y las unidades 4 y 5 de TermoZipa cumplen con la emisión de óxidos de
nitrógeno. En la actualidad ninguna de las plantas cuenta con equipos de
control para estos contaminantes.
11. Todas las centrales termoeléctricas a gas cumplen con los valores límites de
material particulado, óxido de azufre y óxido de nitrógeno propuestos en el
proyecto de norma mencionado. Es por ello que se recomienda al MAVDT
ajustar estos valores para este tipo de combustible.
12. La comparación con las normas latinoamericanas refleja que la propuesta de
norma de emisión por fuentes fijas, según la versión de Marzo de 2007 del
MAVDT de Colombia; es altamente restrictiva para las centrales
termoeléctricas a carbón.
13. El equipo de control seleccionado para mitigar la emisión de material
particulado fue un precipitador electrostático tipo placa alambre ya que este
134
presenta una alta eficiencia de remoción, permite manejar altos volúmenes de
gas y manipular gases a elevadas temperaturas, además permite la remoción
de partículas con diámetro hasta de 0.5 μm. La evaluación de costos para el
control de material particulado, determina que tiene una mayor factibilidad,
desde el punto de vista económico, el escenario uno (mejora de la calidad del
combustible y uso del precipitador electrostático), porque permite cumplir los
limites máximos permisibles propuestos para este contaminante con menores
costos de inversión y operación, dado que utiliza la infraestructura ya existente
y modifica las características del combustible. Esta combinación de estrategias
da como resultado el nivel de eficiencia requerido en la remoción del
contaminante, con un 30% menos en los costos de mantenimiento de los
precipitadores electrostáticos en comparación con la alternativa dos (nuevo
precipitador).
14. Para el control de óxidos de azufre se estableció el uso de torres de absorción
con reacción química de cal, ya que con ellas se alcanzan eficiencias de
remoción hasta del 99,9% y los requerimientos de consumo de agua son
relativamente más bajos que el de otros sistemas de control. Debido a las altas
emisiones reportadas de óxidos de azufre por parte de las centrales
termoeléctricas a carbón, se planteo como estrategia para disminuir la emisión
de este contaminante, la mejora de la calidad del combustible y el equipo de
control, puesto que para el cumplimento del valor límite permisible de la
propuesta de norma de emisión por fuentes fijas, se requiere la combinación de
estas estrategias.
15. Para el control de óxidos de nitrógeno el escenario uno (instalación de
quemadores de bajo NOx y equipo de control), es una alternativa viable ya que
aunque sus costos de capital y de mantenimiento y operación son muy
cercanos a los del escenario dos (equipo de control con mayor remoción),
permiten el control de la formación de NOx de manera preventiva y disminuyen
las cantidades de material para el equipo de post-combustión.
135
16. Los costos de implementación de medidas de control para las centrales
termoeléctricas a carbón son elevados, esto puede deberse a dos razones
principales; 1.) El Decreto 02/82 que es la norma actual para emisión de
material particulado, es amplia y por lo tanto los precipitadores electrostáticos
no requieren altas eficiencias de remoción; en el caso de óxidos de azufre y de
nitrógeno no existen norma de emisión actualmente, por lo tanto las centrales
térmicas no han implementado sistemas de control para estos contaminantes;
2.) los niveles de emisión son considerablemente altos y esto aumenta los
costos de los equipos de control dado que se requieren altas eficiencias de
remoción de los contaminantes, al aplicar las normas existentes distintas al
decreto mencionado.
136
RECOMENDACIONES
1. Se recomienda al MAVDT y a las CARs, establecer un formato único para la
presentación de los informes de seguimiento, que permita identificar los
parámetros evaluados por la central termoeléctrica como lo son; frecuencia de
medición, métodos de análisis, forma de expresar los resultados, temperatura y
caudal de salida de los gases, tiempos de arranque, horas de operación,
emisión de contaminantes (MP, SOx, NOx) por generación de energía, entre
otros. Esta medida facilita la homogenización de criterios que permitan una
fácil ubicación de la información y el resultado de las evaluaciones realizadas.
2. Se recomienda a las CARs, el control y supervisión de manera detallada de la
emisión de los contaminantes, ya que si bien el Decreto 1697 de 1997 exime a
las centrales termoeléctricas a gas de la obtención del permiso de emisión, es
necesario el desarrollo de estudios ambientales para la verificación del
cumplimiento de la norma; el no tener permiso de emisión no implica que se
exima del cumplimiento de los estándares señalados en las normas nacionales
en cada momento de operación de la central.
3. Se recomienda al MAVDT revisar los limites planteados en la propuesta de
norma nacional de emisión para fuentes fijas, ya que los limites para material
partículado y óxidos de azufre para las centrales termoeléctricas a carbón son
demasiado exigente, dichos valores deberían estar entre el rango de los
valores exigidos por países como México, Perú y Chile, puesto que son países
con condiciones socio-económicas similares a las de nuestro país.
4. Se recomienda al MAVDT establecer mesas de concertación con el sector
termoeléctrico para el ajuste de los límites máximos permisibles presentes en
137
el Decreto 02 de 1982, de tal forma que la nueva norma tenga en cuenta la
cantidad de contaminante a emitir de acuerdo con la generación de energía y
que permita su implementación, acorde con las expectativas técnicas,
económicas y ambientales, de la autoridad ambiental y del usuario del recurso
aire.
5. Se recomienda la diferenciación de la norma según el combustible usado,
puesto que se evidencio en el diagnostico que los valores de emisión entre
centrales termoeléctricas a gas y a carbón difieren de manera considerable, o
por lo menos, el tiempo requerido para llegar a los estándares definidos.
6. En las normas a establecer se recomienda incluir los valores limites
permisibles para centrales termoeléctricas cuya capacidad instalada sea menor
de 50 MW, dado a que a la fecha no se han contemplado límites para
capacidades menores.
7. Se debe incluir en la propuesta de norma nacional, cuales son los tiempos de
arranque de la unidades de generación que usen combustible auxiliar y si en
este tiempo se debe o no cumplir con la norma de emisión.
8. Dado que las condiciones de operación, el consumo de combustible y las
técnicas empleadas en Estados Unidos son diferentes a las Nacionales, se
recomienda al MAVDT la elaboración de factores de emisión para Colombia,
puesto que los valores reportados con los estimados por factores de emisión
de la EPA no presentan similitud, como en el caso de óxidos de azufre.
9. Se recomienda al MAVDT desarrollar actividades pertinentes para establecer
criterios para la estimación de costos de los equipos de control de acuerdo a la
realidad nacional.
138
10. Se recomienda a la autoridad ambiental competente realizar un seguimiento
exhaustivo a las centrales termoeléctricas, a fin de establecer de manera real
el comportamiento ambiental y el cumplimiento de las normas nacionales.
11. Se recomienda que las centrales termoeléctricas cuenten con un plan de
manejo ambiental adecuado y pertinente a su situación ambiental, el cual debe
incluir el manejo y disposición final de cenizas colectadas por los sistemas de
control; el manejo de los líquidos procedentes del tratamiento de los óxidos de
azufre, al igual que el manejo de los reactivos para el control de óxidos de
nitrógeno.
139
BIBLIOGRAFIA ACERCAR, Combustión, Planes de acción para el mejoramiento ambiental. Ed. Grafivisión Editores Ltda. 1999 AIR & Waste Management Association. Air pollution engineering manual. New York.1992. CEPIS. Efectos de la contaminación atmosférica sobre la salud: una introducción. En : Revista Especializada en Salud Pública 1999: 73: 109-121 N.” 2 - Marzo-Abril 1999. DEPARTAMENTO Técnico Administrativo del Medio Ambiente DAMA. Guía ambiental para el proceso de Combustión. Bogotá Ed. Camara de Bogotá 2004. EC/R, Inc., “Evaluation of Fine Particulate Matter Control Technology”, citado por EPA, Hoja de Datos-Tecnología de Control de contaminación del Aire para gases ácidos. EPA-452/F-03-015. ECOCARBON & UPME, “Planteamiento Estratégico de programa de reconversión a tecnologías limpias en termoeléctricas” Ed. Ministerio de Minas y Energía. Año 1997 ENVIROMENTAL Protection Agency EPA. Boletín Técnico: Óxidos de nitrógeno, ¿por qué y como se controlan?. Noviembre de 1999 ENVIRONMENTAL Protection Agency EPA. Compilation of Air Pollutant Emission Factors. Volumen I and II. AP-42. 5ª ed. Edition. USA, 1995. ENVIRONMENTAL Protection Agency EPA. Estimado de costos de los sistemas de reducción catalítica selectiva y reducción selectiva no-catalítica para óxidos de nitrógeno (NOx) 2000. ENVIRONMENTAL Protection Agency EPA. Hoja de dato acerca de tecnologías de control de contaminación de aire.1998 ENVIROMENTAL Protection Agency EPA. Manual de costos del control de contaminación en el aire: Sección 4 Controles de óxidos de Nitrógeno. Capitulo 1. Reducción selectiva catalítica, 2000. ENVIROMENTAL Protection Agency EPA. Manual de costos del control de contaminación en el aire: Sección 5 Controles para SO2 y para gas ácido. Capitulo 5.
140
ENVIROMENTAL PROTECTION AGENCY. Manual de costos del control de contaminación en el aire: Sección 6 Controles para material particulado. Capitulo 3 Precipitadores electroestáticos. INSTITUTO NACIONAL DE ECOLOGÍA DE MÉXICO. Estimación de emisiones mediante factor de emisión. Disponible en:http://ine.gob.mx/ueajei/publicaciones/libros/457/estimacion3.pdf. [Citado en: abril 10 de 2007] PAULA CAROLINA CASTRO PEÑA, LINA MARGARITA ESCOBAR WINSTON. Estimación de las emisiones contaminantes por fuentes móviles a nivel nacional y formulación de lineamientos técnicos para el ajuste de las normas de emisión. Bogotá: Universidad de La Salle. Facultad de Ingeniería Ambiental y Sanitaria, 2006 CINEMAT. Medida de la Contaminación Atmosférica Procedente de Centrales Térmicas: Medida de Emisiones. Madrid: 1991 MINISTERIO del Medio Ambiente MAVDT. Guía ambiental para proyectos carboeléctricos. MINISTERIO del Medio Ambiente. Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y Ruido. Versión 01 Enero de 1999 MINISTERIO del Medio Ambiente y Unidad de Planeación Minero Energética UPME, Plan de trabajo para el Mecanismo de Desarrollo Limpio. Octubre 2002 MORENO AROS, Javier “Evaluación tecnológica hacia la producción limpia de las centrales termoeléctricas en Colombia” Año 2001 NEVERS, Noel de. Ingeniería del control de la contaminación del aire.1ª ed. México: McGraw-Hill ,1998. PACHON, Jorge. Guía de laboratorio Operaciones Unitarias II: Control de gases por absorción. PATRONATO PARA EL MONITOREO DE LA CALIDAD DEL AIRE DE SALAMANCA: Los contaminantes del aire. [En línea]. Disponible en: http://www.prodigyweb.net.mx/ redmas/default.httm (2005)[Citado en 30 de abril 2007] Unidad de Planeación Minero Energética. Boletín estadístico de minas y energía 1999-2005.–UPME- 2005. UNIDAD de Planeación Minero Energética UPME. Plan de expansión de referencia generación - transmisión 2006 – 2020. 2006
141
WARK, Kenneth. Contaminación del aire: Origen y Control. 2ª ed. México: Edit. Limusa. 1990. WORLD Bank Environment. Health and Safety Guidelines Thermal Power Plants.
Washington, 1994
142
ANEXOS
143
ANEXO 1.
Formato de recolección de información para las centrales termoeléctricas en Colombia.
144
DATOS GENERALES
EMPRESA Nº DE UNIDADES
UBICACIÓN AGENTE COMERCIALIZADOR
ALTURA (msnm) CAPACIDAD TOTAL
TEMPERATURA (ºC) AUTORIDAD AMBIENTAL
HUMEDAD RELATIVA CONTACTO
PRESION BAROMETRICA (mmHg) TELEFONO
DATOS TÉCNICOS
TECNOLOGIA
AÑO DE INSTALACION
TIPO DE COMBUSTIBLE
CONSUMO
ENERGIA GENERADA
TIEMPO DE OPERACIÓN
EQUIPO DE CONTROL
CAPACIDAD (MW)
ALTURA DE LA CHIMENEA (m)
145
DIAMETRO DE LA CHIMENEA (m)
DATOS DE MUESTREO DE EMISIONES
EMPRESA CONTRATADA PARA EL ULTIMO MUESTREO
PERIOCIDAD DE INFORME DE EMISIONES
Nº DE DATOS DE MP
Nº DE DATOS DE NOX
Nº DE DATOS DE SOX
OBSERVACIONES
146
ANEXO 2.
Factores de emisión y estimación de emisiones.
147
FACTORES DE EMISIÓN PARA CARBÓN FACTOR DE EMISION POR CONTAMINANTE (lb/ton) TIPO DE
COMBUSTION
MP CLASIFICACIÓN DEL FACTOR
SOx CLASIFICACIÓN DEL FACTOR
NOx CLASIFICACIÓN DEL FACTOR
Fuego Tangencial
15 A
Fuego Directo 31 D
Fuego Tangencial*
10 A
Fuego Directo*
10A
A 38S A
12 A
Fuente: AP-42 Combustión de Carbón bituminoso Tabla 1.1-3. * A: % de Cenizas S:% de Azufre
FACTORES DE EMISIÓN PARA GAS NATURAL
FACTOR DE EMISION POR CONTAMINANTE (lb/106 scf)
TIPO DE COMBUSTION
NOx CLASIFICACIÓN DEL FACTOR
MP CLASIFICACIÓN DEL FACTOR
SOx
CLASIFICACIÓN DEL FACTOR
Sin control (Pre-NSPS) 280 A
Sin control (Pos-NSPS) 190 A
Control con quemadores bajos en NOx
140 A
Control con recirculación de gases
100 D
7,6 D 0,6 A
Fuente: AP-42 Combustión de Gas Natural Tabla 1.4-1 (NSPS)
148
CARBÓN
A continuación se presenta la estimación por factores de emisión de contaminantes por centrales termoeléctricas a carbón existentes en Colombia de acuerdo a los datos suministrados por la UPME para el año 2006 Emisión de Material Particulado. De acuerdo al consumo de carbón por hora y según el contenido de cenizas presentes en el combustible se estima el valor de emisión por cada unidad.
UNIDAD CONSUMO PROMEDIO (ton/h)
% CENIZAS [A]
MP (lb/h)
MP (kg/h)
PAIPA 1 16,23 1553,50 705,29
PAIPA 2 37,34 3573,48 1622,36
PAIPA 3 31,71 3034,55 1377,69
PAIPA 4 58,05
9,57
5555,39 2522,14
ZIPA 2 15,00 2162,64 981,84
ZIPA 3 24,94 3595,83 1632,51
ZIPA 4 24,74 3568,11 1619,92
ZIPA 5 24,01
14,42
3462,14 1571,81
TASAJERO 55,57 7,65 4250,91 1929,91
Emisión de Óxidos de Azufre. Según el consumo de carbón por hora y según el contenido de azufre presentes en el combustible se estima el valor de emisión por cada unidad.
UNIDAD CONSUMO PROMEDIO (ton/h)
% AZUFRE [S]
SOx (lb/h) SOx (kg/h)
PAIPA 1 16,23 758,73 344,46
PAIPA 2 37,34 1745,29 792,36
PAIPA 3 31,71 1482,08 672,86
PAIPA 4 58,05
1,23
2713,26 1231,82
ZIPA 2 15,00 786,47 357,06
ZIPA 3 24,94 1307,66 593,68
ZIPA 4 24,74 1297,59 589,10
ZIPA 5 24,01
1,38
1259,05 571,61
TASAJERO 55,57 0,85 1794,83 814,85
149
Emisión de Óxidos de Nitrógeno. Para la estimación de este contaminante es necesario saber la posición del quemador y el año de instalación, pues la EPA lo clasifica según estos dos parámetros.
UNIDAD CONSUMO PROMEDIO (ton/h)
POSICION DEL QUEMADOR
NOx (lb/h)
NOx (kg/h)
PAIPA 1* 16,23 Tangencial 243,50 110,55 PAIPA 2* 37,34 Frontal 560,11 254,29 PAIPA 3¯ 31,71 Frontal 380,51 172,75 PAIPA 4 58,05 Tangencial 580,50 263,55 ZIPA 2* 15,00 Frontal 464,92 211,07 ZIPA 3* 24,94 Frontal 773,03 350,95 ZIPA 4¯ 24,74 Frontal 296,93 134,81 ZIPA 5¯ 24,01 Frontal 288,11 130,80 TASAJERO¯ 55,57 Tangencial 555,68 252,28
* Instalados después de 1971. ¯ Instalado después de 1978.
150
GAS NATURAL Para la estimación de la emisión de centrales termoeléctricas a gas natural se estimo su emisión de acuerdo al consumo de combustible requerido por cada unidad de acuerdo a los datos suministrados por la CREG en el informe de parámetros para el cargo de confiabilidad para el año 2006 Emisión de Material Particulado.
UNIDAD CONSUMO PROMEDIO MPC
MP (lb/h)
MP (kg/h)
TERMODORADA 0,49 2,42 1,10 BARRANQUILLA 3 0,69 3,47 1,58 BARRANQUILLA 4 0,70 3,50 1,59 GUAJIRA 1 1,57 7,85 3,56 GUAJIRA 2 1,55 7,77 3,53 TEBSA 5,51 27,53 12,50 SIERRA 3,00 14,99 6,81 VALLE 1,38 6,90 3,13 PALENQUE 0,20 1,01 0,46 FLORES 1 1,79 8,92 4,05 FLORES 2 1,19 5,95 2,70 FLORES 3 1,44 7,20 3,27 EMCALI 1,51 7,54 3,43 CENTRO 2,13 10,64 4,83 MERILECTRICA 1,63 8,15 3,70 PROELECTRICA 1 0,73 3,66 1,66 PROELECTRICA 2 0,74 3,67 1,67 CANDELARIA 1 1,50 7,50 3,41 CANDELARIA 2 1,62 8,10 3,68 CARTAGENA 1 0,82 4,07 1,85 CARTAGENA 2 0,66 3,28 1,49 CARTAGENA 3 0,78 3,92 1,78 YOPAL 1 0,29 1,45 0,66 YOPAL 2 0,38 1,91 0,87
151
Emisión de Óxidos de Azufre.
UNIDAD CONSUMO PROMEDIO MPC
SOx (lb/h)
SOx (kg/h)
TERMODORADA 0,49 0,29157 0,13 BARRANQUILLA 3 0,69 0,41649 0,19 BARRANQUILLA 4 0,70 0,42046 0,19 GUAJIRA 1 1,57 0,94209 0,43 GUAJIRA 2 1,55 0,93250 0,42 TEBSA 5,51 3,30423 1,50 SIERRA 3,00 1,79958 0,82 VALLE 1,38 0,82850 0,38 PALENQUE 0,20 0,12169 0,06 FLORES 1 1,79 1,07117 0,49 FLORES 2 1,19 0,71411 0,32 FLORES 3 1,44 0,86403 0,39 EMCALI 1,51 0,90586 0,41 CENTRO 2,13 1,27697 0,58 MERILECTRICA 1,63 0,97806 0,44 PROELECTRICA 1 0,73 0,43927 0,20 PROELECTRICA 2 0,74 0,44154 0,20 CANDELARIA 1 1,50 0,90029 0,41 CANDELARIA 2 1,62 0,97255 0,44 CARTAGENA 1 0,82 0,48944 0,22 CARTAGENA 2 0,66 0,39453 0,18 CARTAGENA 3 0,78 0,47057 0,21 YOPAL 1 0,29 0,17417 0,08 YOPAL 2 0,38 0,22893 0,10
152
Emisión de Óxidos de Nitrógeno. Para el calculo de este contaminante no se contaba con el dato de la posición del quemador para los que no tienen sistema de control de emisiones, es por ello que fue estimado por el factor de emisión más alto calculado por la EPA, que es para la posición directa del quemador, las unidades que tienen control cuentan con quemadores de bajo NOx
UNIDAD CONSUMO MPCh
NOx (lb/h)
NOx (kg/h)
TERMODORADA 0,49 136,06 61,77 BARRANQUILLA 3 0,69 69,41 31,51 BARRANQUILLA 4 0,70 70,07 31,81 GUAJIRA 1 1,57 439,64 199,60 GUAJIRA 2 1,55 435,16 197,57 TEBSA* 5,51 550,71 250,02 SIERRA* 3,00 299,93 136,17 VALLE* 1,38 138,08 62,69 PALENQUE 0,20 56,78 25,78 FLORES 1* 1,79 178,53 81,05 FLORES 2 1,19 333,25 151,30 FLORES 3 1,44 403,21 183,06 EMCALI* 1,51 150,98 68,54 CENTRO* 2,13 212,83 96,62 MERILECTRICA* 1,63 163,01 74,01 PROELECTRICA 1 0,73 204,99 93,07 PROELECTRICA 2 0,74 206,04 93,55 CANDELARIA 1 1,50 420,13 190,74 CANDELARIA 2 1,62 453,85 206,05 CARTAGENA 1 0,82 228,40 103,70 CARTAGENA 2 0,66 184,11 83,59 CARTAGENA 3 0,78 219,59 99,70 YOPAL 1 0,29 81,28 36,90 YOPAL 2 0,38 106,83 48,50
* Unidades que cuentan con quemador de bajo NOx
153
ANEXO 3.
Estimación del porcentaje de eficiencia de remoción de los actuales precipitadores electroestáticos.
154
EFICIENCIA DE REMOCIÓN PARA LOS PRECIPITADORES ELECTROSTATICOS
Debido a que no se reporta la eficiencia de remoción de los equipos de control para el material particulado, se procedió a calcularlo con los valores estimados y los valores reportados y así determinar la eficiencia de los equipos.
100% ×⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −
=adoValorestim
tadoValorreporadoValorestimEficiencia
UNIDAD VALOR ESTIMADO(kg/h)
VALOR REPORTADO(kg/h)
EFICIENCIA %
PAIPA 1 705,288 50,87 92,79 PAIPA 2 1622,358 186,55 88,50 PAIPA 3 1377,686 215,45 84,36 PAIPA 4 2522,145 22,74 99,10 ZIPA 2 981,838 71,32 92,74 ZIPA 3 1632,506 135,74 91,69 ZIPA 4 1619,924 25,57 98,42 ZIPA 5 1571,812 130,21 91,72 TASAJERO 1929,915 98,60
Debido a que CORPONOR no envió datos de muestreos isocinéticos dentro del tiempo establecido, se estableció un porcentaje de remoción del 98,6% puesto que es una de las unidades instaladas en los últimos años y se espera que la capacidad de remoción de este se alto.
155
ANEXO 4.
Cálculo de la norma de emisión para calderas a base de carbón, Decreto 02 de 1982.
156
NORMA DE EMISIÓN PARA CALDERAS A BASE DE CARBÓN
Para calcular la norma de emisión para calderas a base de carbón con respecto a lo
estipulado por el Decreto 02 de 1982 es necesario conocer el consumo de calor por
hora, la altura sobre el nivel del mar y la presión del lugar en donde se encuentra
ubicada cada central y la altura de la chimenea.
De acuerdo a esto se estima el calor consumido, de acuerdo al poder calorífico
consumido por cada central.
)/()/(mod106
kgkcalificoPodercalorhTonleecombustibConsuhora
KcaladoCalorliber ×=⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
UNIDAD TERMICA
CONSUMO DE COMBUSTIBLE (ton/h)
PODER CALORIFICO (kcal/kg)
CALOR LIBERADO (106 kcal)
PAIPA 1 16,23 118,18 PAIPA 2 37,34 271,84 PAIPA 3 31,71 230,84 PAIPA 4 58,05
7280,00
422,60 ZIPA 2 15,00 108,28 ZIPA 3 24,94 180,04 ZIPA 4 24,74 178,65 ZIPA 5 24,01
7220,00
173,35 TASAJERO 55,57 7740,00 430,09
Se estimo la emisión de acuerdo con lo estipulado en el artículo 49 para una zona
rural empleando la ecuación a. de la tabla 2.8, puesto que las centrales se encuentran
ubicadas en estas zonas, este valor esta dado a condiciones de referencia; como no
se encuentran sobre el nivel del mar es necesario corregirlas por el factor de
157
modificación señalado en el articulo 43 respectivamente, debido a que ninguna se
encuentra en los rangos del articulo 42, se empelo la ecuación 2.2.
UNIDAD TERMICA
EMISION CALCULADA (kg/106 kcal)
PRESIÓN BAROMETRICA (mm Hg)
ALTITUD m.s.n.m
FACTOR DE MODIFICACION
EMISION CORREGIDA (kg/106 kcal)
PAIPA 1 1,36 1,02
PAIPA 2 1,04 0,78
PAIPA 3 1,10 0,82
PAIPA 4 0,90
560,00 0,2517 0,7474501
0,68
ZIPA 2 1,40 1,03
ZIPA 3 1,19 0,87
ZIPA 4 1,19 0,87
ZIPA 5 1,20
550,48 0,2652 0,7349238
0,88
TASAJERO 0,90 736,64 0,0262 0,9798712 0,88
Dado a que el punto de descarga es diferente a la altura de referencia es necesario
corregirla, por medio de la ecuación 2.3 se procedió a corregirla
UNIDAD TERMICA
CALOR LIBERADO (106 kcal)
EMISION CORREGIDA (106 kcal)
ALTURA DE REFERENCIAm
ALTURA DE CHIMENEA m
ΔE EMISION PERMISIBLE E´=E+(Δh+ΔE)
PAIPA 1 118,18 1,02 30,00 50,00 1,3709 0,99 PAIPA 2 271,84 0,78 37,18 50,00 1,0494 0,76 PAIPA 3 230,84 0,82 33,08 70,00 1,1068 0,78 PAIPA 4 422,60 0,68 42,26 70,00 0,9067 0,65 ZIPA 2 108,28 1,03 30,00 50,00 1,4068 1,00 ZIPA 3 180,04 0,87 30,00 72,30 1,2058 0,82 ZIPA 4 178,65 0,87 30,00 72,30 1,2098 0,82 ZIPA 5 173,35 0,88 30,00 72,30 1,2162 0,83 TASAJERO 430,09 0,88 43,01 90,00 0,9019 0,84
158
Conociendo la norma de emisión se compara de acuerdo con los valores reportados
para verificar el cumplimiento de norma, se procede a estimar el valor de emisión de
partículas en kg/kcal
UNIDAD TERMICA
EMISION DE PARTICULAS (kg/h)
EMISION DE PARTICULAS (kg/106 kcal)
PAIPA 1 50,87 0,43 PAIPA 2 186,55 0,69 PAIPA 3 215,45 0,93 PAIPA 4 22,74 0,05 ZIPA 2 71,32 0,66 ZIPA 3 135,74 0,75 ZIPA 4 25,57 0,14 ZIPA 5 130,21 0,75 TASAJERO 27,02 0,06
Se procede a comparar la norma de emisión con la emisión real.
UNIDAD TERMICA
EMISION PERMISIBLE (kg/106 kcal)
EMISION DE PARTICULAS (kg/106 kcal)
PAIPA 1 0,95 0,43 PAIPA 2 0,99 0,69 PAIPA 3 1,02 0,93 PAIPA 4 0,84 0,05 ZIPA 2 1,33 0,66 ZIPA 3 1,11 0,75 ZIPA 4 1,11 0,14 ZIPA 5 1,12 0,75 TASAJERO 0,82 0,06
159
ANEXO 5
Propuesta de norma de emisión de fuentes fijas.
160
161
162
163
164
165
166
167
168
169
170
171
172
173
174
175
176
ANEXO 6
Estimación de porcentaje de remoción para cumplimiento de propuesta de norma.
177
ESTIMACIÓN DE PORCENTAJE DE REMOCION PARA EL CUMPLIMIENTO
DE LA PROPUESTA DE NORMA DE EMISIÓN PARA FUENTES FIJAS
Dado que los valores son reportados en unidades de kg/h es necesario hacer la
conversión en mg/m3, para el cual se requiere el flujo de gases en m3/h, en la
siguiente tabla se observa el caudal manejado en cada unidad.
UNIDAD MP (kg/h)
SOx (kg/h)
NOx (kg/h)
Q de salida (m3/h)
PAIPA 1 50,87 736,94 183,22 248580,00 PAIPA 2 186,55 1214,76 223,99 196080,00 PAIPA 3 215,45 995,91 172,75 153480,00 PAIPA 4 22,74 2177,49 452,27 738000,00 ZIPA 2 71,32 647,74 60,48 239160,00 ZIPA 3 135,74 798,36 113,78 624840,00 ZIPA 4 25,57 576,81 78,85 669840,00 ZIPA 5 130,21 855,63 125,82 601800,00 TASAJERO 27,02 814,85 252,28 872940,00
Los valores que se encuentran subrayados son los que no fueron reportados por la
autoridad ambiental en el tiempo estipulado, por lo cual fueron estimados por factores
de emisión para la unidad de TermoTasajero, material particulado se supuso que el
equipo de control cuenta con un 98,6% de remoción.
De acuerdo a los valores reportados en mg/m3, se calcula el porcentaje de remoción
mínimo de cada uno de los contaminantes, con los valores de norma propuestos,
según la versión Marzo de 2007.
Empleando la siguiente ecuación
178
[ ] [ ][ ] ⎟
⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ −×=
ea
lpea100%
Donde: % Porcentaje de remoción que se debe reducir para el cumplimiento de la norma de emisión. [ ]ea Concentración de material particulado emitido por cada industria. [ ]lp Límite permisible centrales térmicas con capacidad instalada mayor a 50 MW.
CONTAMINANTE PROPUESTA DE NORMA (mg/m3)
Material particulado 30 Óxido de azufre 50 Óxido de nitrógeno 200
A continuación se presenta el porcentaje de remoción necesario para cada unidad,
que tenga una capacidad instalada mayor de 50 MW dado a que la propuesta de
norma solo requiere a estas el cumplimiento. Es por ello que la unidad 1 de
TermoPaipa y 2 de TermoZipa no se tienen en cuanta para el cumplimiento de la
propuesta.
UNIDAD MP (mg/m3)
SOx (mg/m3)
NOx (mg/m3)
MP %
SOx %
NOx %
PAIPA 2 951,40 4041,01 1296,86 96,85 98,76 84,58 PAIPA 3 1403,77 4384,05 1125,56 97,86 98,86 82,23 PAIPA 4 30,81 1669,13 357,11 2,64 97,00 43,99 ZIPA 3 217,24 950,13 561,67 86,19 94,74 64,39 ZIPA 4 38,17 879,47 201,25 21,41 94,31 0,62 ZIPA 5 216,37 949,83 217,35 86,13 94,74 7,98 TASAJERO 30,95 933,46 289,00 3,08 94,64 30,79
179
ANEXO 7.
Propuesta mejoramiento del carbón y costos
180
Para escoger el carbón con mejores características (menores contenidos de azufre y
cenizas) se tuvo en cuenta el documento elaborado por la UPME “La Cadena del
Carbón en Colombia EL CARBÓN COLOMBIANO. Fuente de Energía para el Mundo”
donde se ubicaron minas donde la calidad ambiental de el combustible es mas alta y
la localización este cercana a la central térmica con el fin de no elevar demasiado los
costos de transporte. A continuación se muestra la tabla de los carbones existentes
por departamento evaluados, Cundinamarca (termozipa), Boyacá (termoPaipa) y
Norte de Santander (TermoTasajero).
181
Las minas escogidas son:
Carbón propuesto para la mezcla Ubicación Área Cz St Pc Cundinamarca Jerusalén-Guataqui 5,34 0,58 7250 Cundinamarca Guaduas-Caparrapi 5,61 0,59 7130 Norte de Santander
Zulia-Santiago 5,95 0,71 7860
Cz: porcentaje de cenizas. St: porcentaje de azufre. Pc: poder calorífico Para evaluar el mejor porcentaje de mezcla se evaluaron tres alternativas:
1. 90% de combustible propuesto, 10% combustible actual mente utilizado
2. 80% de combustible propuesto, 20% combustible actual mente utilizado
3. 75% de combustible propuesto, 25% combustible actual mente utilizado
Para hallar los porcentajes de disminución se evaluaron los factores de emisión
con las características de los combustibles actuales y con la de la mezcla del
combustible de la misma manera que se muestra en el anexo 2.
Los resultados, a continuación:
TERMOZIPA.
Material Particulado
182
COMBINACION (10%) Y (90%) COMBINACION Cz St Pc TermoZipa 6,2480 0,66 7247
VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
UNIDAD EMISION MP 2006 EMISION
MEZCLA DE COMBUSTIBLE
MP (mg/m3) %
Zipa 3 330 143 187 57 Zipa 4 38 17 22 57 Zipa 5 216 94 123 57
COMBINACION (20%) Y (80%) COMBINACION Cz St Pc TermoZipa 7,2 0,7 7244
VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
UNIDAD EMISION MP 2006 EMISION
MEZCLA DE COMBUSTIBLE
MP (mg/m3) %
Zipa 3 330 164 166 50 Zipa 4 38 19 19 50 Zipa 5 216 107 109 50
COMBINACION (25%) Y (75%) COMBINACION Cz St Pc TermoZipa 7,6 0,78 7243
VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
183
UNIDAD EMISION MP 2006 EMISION
MEZCLA DE COMBUSTIBLE
MP (mg/m3) %
Zipa 3 330 174 156 47 Zipa 4 38 20 18 47 Zipa 5 216 114 102 47
Óxidos de Azufre
COMBINACION (10%) Y 2(90%) COMBINACION Cz St Pc TermoZipa 6,2480 0,66 7247 VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
UNIDAD EMISION SOx 2006 EMISION
MEZCLA DE COMBUSTIBLE
SOx (mg/m3) %
Zipa 3 950 454 496 52 Zipa 4 879 421 459 52 Zipa 5 950 454 496 52
COMBINACION (20%) Y 2(80%) COMBINACION Cz St Pc TermoZipa 7,2 0,7 7244 VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
UNIDAD EMISION SOx 2006
EMISION MEZCLA DE
COMBUSTIBLE
SOx (mg/m3) %
Zipa 3 950 509 441 46 Zipa 4 879 472 408 46 Zipa 5 950 509 441 46
COMBINACION (25%) Y 2(75%) COMBINACION Cz St Pc TermoZipa 7,6 0,78 7243 VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
184
UNIDAD EMISION SOx 2006
EMISION MEZCLA DE
COMBUSTIBLE
SOx (mg/m3) %
Zipa 3 950 537 413 43 Zipa 4 879 497 382 43 Zipa 5 950 537 413 43
TermoPaipa
Material Particulado
COMBINACION (10%) Y(90%) COMBINACION Cz St Pc Termo Paipa 5,6 0,7 7145
VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
UNIDAD EMISION MP 2006 EMISION MEZCLA DE COMBUSTIBLE
MP (mg/m3) %
PAIPA 2 951 597 354 37 PAIPA 3 1739 1092 648 37 PAIPA 4 31 19 11 37 COMBINACION (20%) Y (80%) COMBINACION Cz St Pc TermoPaipa 6,4 0,7 7160 VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
UNIDAD EMISION MP 2006 EMISION
MEZCLA DE COMBUSTIBLE
MP (mg/m3) %
PAIPA 2 951 636 315 33 PAIPA 3 1739 1164 576 33 PAIPA 4 31 21 10 33 COMBINACION (25%) Y (75%) COMBINACION Cz St Pc TermoPaipa 6,6 0,8 7167,5 VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
185
UNIDAD EMISION MP 2006 EMISION
MEZCLA DE COMBUSTIBLE
MP (mg/m3) %
PAIPA 2 951 656 295 31 PAIPA 3 1739 1200 540 31 PAIPA 4 31 21 10 31
Óxidos de Azufre
COMBINACION (10%) Y (90%) COMBINACION Cz St Pc Termo Paipa 5,6 0,7 7145
VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
UNIDAD EMISION SOx 2006
EMISION MEZCLA DE COMBUSTIBLE
SOx (mg/m3) %
PAIPA 2 4041 2149 1892 47 PAIPA 3 4384 2331 2053 47 PAIPA 4 1669 887 782 47
COMBINACION (20%) Y 3(80%) COMBINACION Cz St Pc TermoPaipa 6,4 0,7 7160 VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
UNIDAD EMISION SOx 2006
EMISION MEZCLA DE
COMBUSTIBLE
SOx (mg/m3) %
PAIPA 2 4041 2359 1682 42 PAIPA 3 4384 2559 1825 42 PAIPA 4 1669 974 695 42
COMBINACION (25%) Y (75%) COMBINACION Cz St Pc TermoPaipa 6,6 0,8 7167,5 VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
186
UNIDAD EMISION SOx 2006
EMISION MEZCLA DE
COMBUSTIBLE
SOx (mg/m3) %
PAIPA 2 4041 2464 1577 39 PAIPA 3 4384 2673 1711 39 PAIPA 4 1669 1018 651 39
• TermoTasajero
COMBINACION ZIPA 1(10%) Y 2(90%) COMBINACION Cz St Pc TermoTasajero 6,1 0,72 7848 VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
UNIDAD EMISION MP 2006 EMISION MEZCLA DE COMBUSTIBLE
MP (mg/m3) %
TASAJERO 1 298 129 169 57
COMBINACION ZIPA 1(20%) Y 2(80%) COMBINACION Cz St Pc TermoTasajero 6,3 0,738 7836 VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
UNIDAD EMISION MP 2006 EMISION MEZCLA DE COMBUSTIBLE
MP (mg/m3) %
TASAJERO 1 298 148 150 50
COMBINACION ZIPA 1(25%) Y 2(75%) COMBINACION Cz St Pc
187
TermoTasajero 6,4 0,7 7830 VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
UNIDAD EMISION MP 2006 EMISION
MEZCLA DE COMBUSTIBLE
MP (mg/m3) %
TASAJERO 1 298 157 141 47
Óxidos de Azufre
COMBINACION ZIPA 1(10%) Y 2(90%) COMBINACION Cz St Pc TermoTasajero 6,1 0,72 7848 VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
UNIDAD EMISION SOx 2006 EMISION MEZCLA DE COMBUSTIBLE
SOx (mg/m3) %
TASAJERO 1 1493 714 779 52
COMBINACION ZIPA 1(20%) Y 2(80%)
COMBINACION Cz St Pc TermoTasajero 6,3 0,738 7836 VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
UNIDAD EMISION SOx 2006 EMISION MEZCLA
DE COMBUSTIBLE
SOx (mg/m3) %
TASAJERO 1 1493 801 692 46
COMBINACION ZIPA 1(25%) Y 2(75%) COMBINACION Cz St Pc TermoTasajero 6,4 0,7 7830
188
VALORES DE EMISION (mg/m3) REDUCCION
UNIDAD EMISION SOx 2006 EMISION
MEZCLA DE COMBUSTIBLE
SOx (mg/m3) %
TASAJERO 1 1493 844 649 43
EVALUACION DE COSTOS
Dado que no es posible determinar con exactitud el costo de la tonelada de carbón,
porque esta es pactada directamente con la mina, se evalúan únicamente el costo del
transporte del carbón a la central termoeléctrica, este costo es solo aumentado carbón
que se debe traer de la minas para hacer la combinación. El valor del transporte
según el Departamento de Planeación Nacional DPN es de 0.05 dólares /km-ton, para
el 2007.
Dado que la alternativa escogida para todas las centrales es la mezcla 90 % carbón
propuesto y 10% de carbón utilizado actualmente, el combustible a es el 90% del
consumo total de combustible para el 2006.
Tabla 2. Consumo de combustible UNIDAD CONSUMO
(ton/año) Consumo de combustible propuesto (ton/año)*
PAIPA 2 124485 106435
PAIPA 3 129664 110863
PAIPA 4 344120 294223
ZIPA 3 24776 22298
ZIPA 4 49913 44921
ZIPA 5 51487 46338
TASAJERO 272030 244827
* 90% del total de combustible consumido en un el 2006
Tabla 3. Distancia promedio de la mina al la central termoeléctrica
189
UNIDAD Distancia promedio (Km)
PAIPA 2
PAIPA 3
PAIPA 4
350
ZIPA 3
ZIPA 4
ZIPA 5
200
TASAJERO 40
Ecuación para el cálculo del valor de transporte del carbón:
)()(tan)/$( toncantidadKmciaDiskmtonUValorCosto ecombustibltransportetransporte ××−=
Ejemplo, unidad 2 de Termo Paipa:
dolaresmillonesdetonkmkmtonUCostotransporte 86.1)(106435)(350)/$(05.0 =××−=
Tabla 6. Costos de transporte de carbón UNIDAD Costo transporte MMU$
PAIPA 2 1,86
PAIPA 3 1,94
PAIPA 4 5,15
ZIPA 3 0,22
ZIPA 4 0,45
ZIPA 5 0,46
TASAJERO 0,49
190
ANEXO 8.
Proyección de costos para el año 2007
Valor del dinero con el tiempo. Los analistas utilizan la tasa de interés y la inflación
para estimar el valor del dinero con el tiempo; los precios reales y nominales actúan
de la misma manera. Los precios nominales son los precios actuales (el precio en la
191
etiqueta) y representa el valor de un bien particular en un momento en particular. Los
precios reales eliminan el efecto de la inflación. Ajustar los precios nominales a los
precios reales implica tomar un año base para propósito de comparación y crear
entonces un factor de ajuste para los precios de cada año en relación a los del año
base. Este factor de ajuste es un Price Index (PI) (índice de precio) que puede ser
utilizado para ajustar los precios nominales a un valor equivalente en el año base,
derivado por medio de la siguiente fórmula
El Indice general de presione esta dado por:
baseañoelenpreciodadoañounenprecioPI........
=
El gobierno y la industria han desarrollado una variedad de índices hechos a la
medida para el análisis de aspectos específicos de precios. Los más conocidos de
estos índices son el Consumer Price Index - CPI (Índice de Precios al Consumidor) y
el Producer Price Index -PPI (Indice de Precios al Productor), los cuales investigan el
cambio de precios a través de toda la economía.
Los movimientos de los índices de un mes a otro normalmente no se expresan como
porcentaje, debido a que el punto de cambio del índice es afectado por el nivel del
índice en relación al periodo base, mientras que los cambios por porcentaje no. Las
siguientes ecuaciones facilitan la conversión de IPC a porcentaje de cambio
Punto de cambio del Índice = CPI – CPI periodo anterior
192
eriorperiodoantCPICambioPorcentaje indice del cambio de Punto_ =
Este porcentaje de cambio es el que se utiliza para ajustar las inversiones de un año
base a un año dado.
eriorperiodoantCPICambioPorcentaje indice del cambio de Punto_ =
193
ANEXO 9.
Estimación de costos de precipitadores electrostaticos
194
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE PRECIPITADORES ELECTROSTATICOS
Los costos que se presentan a continuación fueron estimados de acuerdo a los
rangos establecidos por la EPA,
Costo de capital en dólares 21.000 a 70.000 m3/s Costo de operación y mantenimiento en dólares 6.400 a 74.000 m3/s
Costo fijos anuales en dólares 9.100 a 81.000 m3/s Fuente: Hoja de datos PES tipo placa-alambre (2002)
Con respecto a estos rangos se tomo el costo mas alto dado que las eficiencias de
remoción son del 99,9%, se estimaron los costos para cada unidad de acuerdo al flujo
de aire que se requiere tratar, como estos valores fueron calculados por la EPA en el
año 2002, es necesario hacer una progresión y llevar los costos al año 2007, como se
encuentra en el Anexo 8.
A manera de ejemplo se muestra a continuación la estimación del costo de la
implementación de un PES nuevo para la unidad 2 de Paipa. El flujo de esta unidad
es de 55 m3/s y el costo de capital por m3/s es de 82300 dólares.
smUs
mQitalCostodecap33
/$∗=
000.4804́$/82300$5533
UsmUs
mitalCostodecap =∗=
195
De acuerdo al flujo de gases se estimo para cada unidad el costo de inversión de un
nuevo precipitador electrostático.
UNIDAD FLUJO DEL GAS (m3/s)
COSTO DE CAPITAL millones U$
PAIPA 2 54,47 4,48 PAIPA 3 42,63 3,51 ZIPA 3 173,57 14,28 ZIPA 4 186,07 15,31 ZIPA 5 167,17 13,76
Igual es necesario estimar los costos que se generarían anualmente por operación,
mantenimiento, consumo de energía, reemplazo de electrodos etc.
Con respecto al rango de la EPA se escogió un valor de 12000 dólares, dado a que
son equipos nuevos y no requerirán prontamente un mantenimiento exhaustivo pero si
acarrea costos de operación y para costos fijo se determino el valor de 9200 dólares,
dado a que estos costos son los consecuentes de impuestos y administrativos,se
estimaron los costos para cada unidad de acuerdo al flujo de aire que se requiere
tratar, como estos valores fueron calculados por la EPA en el año 2002, es necesario
hacer una progresión y llevar los costos al año 2007, como se encuentra en el Anexo
8.
A manera de ejemplo se muestra a continuación la estimación del costo de operación
y mantenimiento de un PES nuevo para la unidad 2 de Paipa. El flujo de esta unidad
es de 55 m3/s y el costo m3/s es de 14108 dólares.
smUs
mQMCostodeO33
/$& ∗=
000.775$/14100$55&33
UsmUs
mMCostodeO =∗=
196
La estimación de costos fijos de un PES nuevo para la unidad 2 de Paipa. El flujo de
esta unidad es de 55 m3/s y el costo m3/s es de 10816 dólares.
smUs
mQCostofijo33
/$∗=
000.594$/10816$5533
UsmUs
mCostofijo =∗=
Así mismo se calculo para cada unidad de acuerdo al flujo de gases a tratar.
UNIDAD FLUJO DEL GAS (m3/s)
COSTOS DE O&M millones U$
COSTOS FIJOS millones U$
COSTO TOTAL ANUAL millones U$
PAIPA 2 54,47 0,77 0,59 1,36 PAIPA 3 42,63 0,60 0,46 1,06 ZIPA 3 173,57 2,45 1,88 4,33 ZIPA 4 186,07 2,63 2,01 4,64 ZIPA 5 167,17 2,36 1,81 4,17
197
Dado a que se presentan dos escenarios y se requiere estimar el costo del
mantenimiento correctivo a realizar a los PES con los que actualmente cuenta cada
unidad en las centrales termoeléctricas; la EPA considera en el Manual de costos para
PES, que este mantenimiento esta alrededor del 25 al 35% del costo de la inversión
total de una unidad nueva
La estimación de costos promedio para el mantenimiento correctivo del PES usado
actualmente en la unidad 2 de Paipa. El costo de capital para un PES nuevo es de
4,48 millones de dólares.
uevotodeunPESndelcorrectivoCostodemto cos%35=
dólaresmillonesdeUUcorrectivoCostodemto 57,1$%35*000.4804́$ ==
En la tabla a continuación se muestra los costos de mantenimiento correctivo para
cada una de las unidades en las centrales termoeléctricas.
UNIDAD COSTO DE CAPITAL millones U$
COSTO DE MTO CORRECTIVO millones U$
PAIPA 2 4,48 1,57 PAIPA 3 3,51 1,23 ZIPA 3 14,28 5,00 ZIPA 4 15,31 5,36 ZIPA 5 13,76 4,82
198
ANEXO 10
Estimación de costos para control de SOx
199
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE TORRES DE ABSORCIÓN
Los costos que se presentan a continuación fueron estimados de acuerdo a los
rangos establecidos por la EPA, en la hoja de datos para control de gases ácidos.
Costo de capital U$ 32.000 a 104.000 m3/s
Costo de operación y mantenimiento U$ 36.000 a 165.000 m3/s
Costo fijos anuales U$ 36.000 a 166.000 m3/s
Fuente: Hoja de datos. Tecnología de control de Contaminación del aire- Torre de Absorción (2002).
Con respecto a estos rangos se tomo un promedio de estos costos para así estimar
los costos para cada unidad de acuerdo al flujo de aire que se requiere tratar y dado a
que estos valores fueron calculados por la EPA en el año 2002 es necesario hacer
una progresión y llevar los costos al año 2007, como se muestra en el Anexo 8.
A manera de ejemplo se muestra a continuación la estimación del costo de la
implementación de una torre de absorción para la unidad 2 de Paipa. El flujo de esta
unidad es de 55 m3/s y el costo de capital por m3/s es de 94000 dólares (2007).
smUs
mQitalCostodecap33
/$∗=
000.1705́$/94000$5533
UsmUs
mitalCostodecap =∗=
En la tabla a continuación se muestran los costos para cada unidad UNIDAD FLUJO DEL
GAS (m3/s) COSTO DE CAPITAL millones U$
PAIPA 2 54,47 5,12
PAIPA 3 42,63 4,01
PAIPA 4 205,00 19,28
ZIPA 3 173,57 16,32
ZIPA 4 186,07 17,50
ZIPA 5 167,17 15,72
200
TASAJERO 242,48 22,81
Igual es necesario estimar los costos que se generarían anualmente operación de
equipos, materiales de operación como solventes y reactivos a utilizar, el tratamiento
de agua residual, el consumo de energía de las bombas y operarios capacitados para
el optimo funcionamiento de la torre de absorción, además los equipos de seguridad
industrial.
El rango de la EPA para los costos de operación y mantenimiento es muy amplio, se
determinó un valor de 90000 dólares, dado a que son equipos que para su operación
requiere reactivos, uso de bombas y el tratamiento del efluente y para costos fijo se
determino el valor de 65000 dólares, dado a que estos costos son los consecuentes
de impuestos y administrativos, se estimaron los costos para cada unidad de acuerdo
al flujo de aire que se requiere tratar, como estos valores fueron calculados por la EPA
en el año 2002, es necesario hacer una progresión y llevar los costos al año 2007,
como se encuentra en el Anexo 8.
A manera de ejemplo se muestra a continuación la estimación del costo de operación
y mantenimiento de la torre de absorción que se instalaría en la unidad 2 de Paipa. El
flujo de esta unidad es de 55 m3/s y el costo m3/s es de 105810 dólares.
smUs
mQMCostodeO33
/$& ∗=
000.8195́$/105810$55&33
UsmUs
mMCostodeO =∗=
La estimación de costos fijos de la torre de absorción que se instalaría en la unidad 2
de Paipa. El flujo de esta unidad es de 55 m3/s y el costo m3/s es de 76419 dólares.
smUs
mQCostofijo33
/$∗=
201
000.2034́$/76410$5533
UsmUs
mCostofijo =∗=
En la tabla a continuación se muestran los costos para cada unidad.
UNIDAD FLUJO DEL GAS (m3/s)
COSTOS DE O&M millones U$
COSTOS FIJOS millones U$
COSTO TOTAL ANUAL millones U$
PAIPA 2 54,47 5,76 4,16 9,93 PAIPA 3 42,63 4,51 3,26 7,77 PAIPA 4 205,00 21,69 15,67 37,36 ZIPA 3 173,57 18,37 13,26 31,63 ZIPA 4 186,07 19,69 14,22 33,91 ZIPA 5 167,17 17,69 12,77 30,46 TASAJERO 242,48 25,66 18,53 44,19
Los parámetros de diseño a tener en cuenta para la estimación de costos de una torre
de absorción son los que se presentan a continuación, es indispensable conocer cada
una de las características de la corriente de gas.
Características de la Corriente Flujo de entrada cfm
Temperatura del gas ºF
Concentración del gas contaminado ppmv
Eficiencia de remoción 99,9 %
Solvente Agua con solución de Cal
Densidad del gas contaminado 0,1828 lb/ft3
Densidad del liquido 62,4 lb/ft3
Peso Molecular del gas contaminado 64,06 lb/lb-mole
Peso Molecular de liquido 18 lb/lb-mole
Viscosidad del gas contaminado lb/ft-h
Viscosidad del liquido 2,6 lb/ft-h
Rango mínimo 1,3 ft2/h
Propiedades del contaminante
202
Difusividad en el aire ft2/h
Difusividad en el agua 0,000066 ft2/h
Propiedades del empaque Tipo de empaque
Fp (Factor del empaque)
α
β
γ
Φ
203
ANEXO 11
Estimación de costos para control de NOx
204
Para el la evaluación de costos del los reductores selectivos catalíticos y no catalíticos
se siguió los pasos propuestos en el manual de costos de la EPA, a continuación se
muestran apartes del documento Manual de costos para control de NOx elaborado por
la EPA, con el cual se evaluaron los costos de los equipos.
PARÁMETROS DE DISEÑO PARA ESTIMACIONES A NIVEL ESTUDIO Suministro de Calor de la Calera
Según el manual de costos de la EPA el principal parámetro para la estimación de
costos en la metodología presentada en, es la liberación potencial máxima de calor de
la caldera o razón de suministro de calor QB, expresada en British thermal units
(unidades térmicas Inglesas) por hora (MMBtu/hr).
Ecuación 1.
Factor de Capacidad del Sistema
El total system capacity factor - CFtotal (factor total de capacidad del sistema) . El
CFtotal está dado por:
Ecuación 2
El CFplant está dado por:
Ecuación 3
205
El factor de capacidad para el sistema SNCR, CFSNCR, es la relación del número
real de días de operación del SNCR tSNCR, al número total de días por año:
Ecuación 4
Eficiencia de Remoción de NOx
La eficiencia de remoción de NOx, representada como ήNOx, se determina del nivel
de NOx no controlado de la caldera a máximo suministro de calor, CFplant = 1.0, y del
límite requerido de emisión de la chimenea, utilizando la siguiente ecuación:
Ecuación 5
Relación Estequiométrica Normalizada
La Normalized Stoichiometric Ratio - NSR (Relación Estequiométrica Normalizada)
indica la cantidad real de reactivo necesario para alcanzar la meta de reducción de
NOx.
La cantidad real de reactivo es mayor que la cantidad teórica, debido a la cinética de
la reacción. La NSR se define como:
Ecuación 6
206
La ecuación para la estimación de NSR es válida de 0 a 50 por ciento de reducción de
NOx. La ecuación utilizada para estimar la NSR para el reactivo urea es:
Ecuación 7
Estimación del Consumo de Reactivo y del Tamaño del Tanque
Una vez que la NSR es estimada, la razón de consumo de reactivo o razón de flujo
masa de reactivo, expresada como libras por hora (lb/hr), puede calcularse utilizando:
Ecuación 8
donde mreagent es el peso molecular del reactivo (60.06 gramos por mol para urea,
17.07 gramos por mol para amoníaco) y MNOx es el peso molecular del NO2 (46.01
gramos por mol). La relación de moles equivalentes de NH3 por mol de reactivo (1
para amoníaco y 2 para urea).
Para urea o amoníaco, la razón de flujo masa de la solución acuosa de reactivo está
dada por:
207
Ecuación 9
donde Csol es la concentración de la solución acuosa del reactivo, en peso.
La razón de flujo volumétrico de la solución, generalmente expresada en galones por
hora (gph), está dada por:
Ecuación 10
donde psol es la densidad de la solución acuosa del reactivo, dada en la Tabla 1.1,
71.0 lb/ft3 para 50% urea y 56 lb/ft3 para 29% amoníaco.
El volumen total almacenado en el tanque, o tanques, está basado en el volumen que
requiere el sistema SNCR para operar un número especificado de días. El volumen
almacenado en el sitio por el número de días de operación, es :
Ecuación 11
Un requerimiento común de almacenamiento en el sitio es por 14 días de operación
de SNCR.
ANÁLISIS DE COSTO
Total Capital Investment - TCI (Inversión de Capital Total) La Inversión de Capital Total (TCI) incluye costos directos e indirectos asociados con
la compra e instalación de equipo SNCR. Los costos incluyen el costo de equipo (EC)
208
para el sistema SNCR mismo, el costo de equipo auxiliar, costos directos e indirectos
de instalación, costos adicionales debido a instalaciones tales como remoción de
asbesto, costos de los edificios y preparación del sitio, establecimientos fuera del sitio,
terreno y capital de trabajo. En general, SNCR no requiere edificios, preparación del
sitio, establecimientos fuera del sitio, terreno ni capital de trabajo.
Direct Capital Costs (Costos Directos de Capital)
La ecuación del costo directo de capital es una función de el costo directo de capital
(equipo como tal) y los costos indirectos de instalación (equipo auxiliar) razón de
suministro de calor de la caldera y la eficiencia de remoción de NOx. La ecuación para
el direct capital cost - DC (costo directo de capital) de un SNCR en base a urea, en
dólares, es:
Ecuación 11
Donde 950 $/(MMBtu/hr) es el costo directo de capital para una caldera de 2375
MMBtu/hr a 40% de eficiencia de remoción de NOx.
Indirect Capital Costs (Costos Indirectos de Capital) Los costos indirectos de instalación incluyen costos tales como: construcción y
honorarios del contratista, arranque y prueba, capital de inventario y cualquier costo
de contingencia del proceso y del proyecto.Estos costos son estimados como un
porcentaje del TCI. Las ecuaciones para los costos indirectos de instalación se
presentan en la Tabla1 Factores de Costo de Capital para una Aplicación SNCR.
Total Annual Costs (Costos Totales Anuales) Los total annual costs - TAC (costos totales anuales), consiste en los costos anuales
directos e indirectos, y los créditos de recuperación.
209
Tabla1 Factores de Costo de Capital para una Aplicación SNCR
Direct Annual Costs (Costos Directos Anuales)
Los direct annual costs - DAC (costos directos anuales) incluyen costos variables y
fijos.
Los costos variables directos anuales consideran la compra de reactivo, servicios
(energía eléctrica y agua), y cualquier carbón adicional y la disposición de la ceniza
resultante de la operación del SNCR. Los costos fijos directos anuales incluyen la
mano de obra de operación y de supervisión y los de mantenimiento (mano de obra y
materiales).
210
⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜
⎝
⎛+
⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜
⎝
⎛+
⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜
⎝
⎛+
⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜
⎝
⎛+
⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜
⎝
⎛+
⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜
⎝
⎛=
cenizaanual
to
carbonanualCosto
aguaanualCosto
anualadaelectricid
Costodela
reactivoanualCosto
ntomantenimieanualCosto
DACcos
Ecuación 12
Mano de Obra de Operación y Supervisión
El costo anual de mano de obra y de materiales de mantenimiento, incluyendo
reemplazo de las boquillas de los inyectores, se supone que es 1.5% de la Inversión
de Capital Total, TCI, en dólares. La ecuación es para el annual maintenance cost -
AMC (costo anual de mantenimiento), dada por:
Ecuación 13
Consumo de Reactivo
El costo anual de la compra de reactivo es estimado utilizando la razón de flujo
volumétrico de la solución acuosa del reactivo, qreagent, y el factor de capacidad, CFtotal,
calculado en anteriormente.
Ecuación 14
donde Costreag es el costo del reactivo en dólares por galón ($/gal).
Consumo de Agua
211
El costo anual del agua para diluir la urea se calcula de la razón de flujo masa de la
urea en solución acuosa y de la concentración de la urea en solución acuosa durante
el almacenamiento, Cureasol stored, y de la concentración promedio de la urea inyectada,
Curea sol inj. La ecuación en galones por hora es:
Ecuación 15
donde 8.345 es la masa de agua en un galón de agua. Para la dilución de la urea de
una solución al 50% hasta una solución al 10%, la Ecuación se vuelve:
Ecuación 16
Utilizando esta estimación para la razón anual de flujo volumétrico de agua, el costo
anual del consumo de agua es:
Ecuación 17
Carbón y Cenizas
212
El carbón adicional requerido como resultado del calor utilizado para evaporar el agua
de la solución inyectada (agua en la solución de urea almacenada y el agua de
dilución), se estima utilizando la siguiente ecuación:
Ecuación 18
donde Curea sol inj es la concentración de la solución acuosa del agente urea
inyectada. HV, el calor de vaporización aproximado del agua a 310ºF, es 900 Btu/lb, la
cual es una temperatura representativa para el gas de combustión saliendo del
calentador de aire.
Aunque el agua de la solución de urea es evaporada en el horno a alta temperatura
(debido a la inyección de urea en las zonas del horno a más de 1,500_F), la
temperatura a la salida del calentador de aire es utilizada, porque es el punto final
termodinámico del proceso de combustión. La cantidad de combustible quemado en la
caldera depende de la eficiencia de la caldera, la cual, a su vez, depende de la
temperatura a la salida del calentador de aire y de la humedad en el gas que sale del
calentador de aire. Se enciende la caldera para mantener el flujo de vapor para
mantener el flujo de vapor requerido (v.g., para la turbina de vapor). Debido a que el
agua de la solución de urea se evapora en la caldera, la eficiencia de la caldera
disminuye. Consecuentemente, se necesita quemar más combustible para mantener
el flujo de vapor requerido. Con la urea como reactivo, inyectada como una solución
al 10% y HV = 900 lb/Btu, en MMBtu por hora se vuelve:
213
Ecuación 19
Como resultado de la quema adicional de carbón, se genera ceniza adicional. Esta
ceniza debe disponerse o venderse como subproducto. Esta metodología de costo
supone que la ceniza es dispuesta. La ceniza adicional estimada para ser dispuesta,
está dada por:
Ecuación 20
donde ash product es la fracción de ceniza producida como un subproducto de
quemar un tipo de carbón dado.
El costo del carbón adicional requerido para mantener la misma producción de vapor
de la caldera es:
Ecuación 21
donde Costcoal es el costo del carbón en dólares por MMBtu ($/MMBtu). El costo de
la disposición de la ceniza adicional debida al uso adicional de combustible, está dado
por:
214
Ecuación 22
donde Costash es el costo de disposición de ceniza en dólares por tonelada ($/ton).
Indirect Annual Costs (Costos Indirectos Anuales)
Los total indirect annual costs - IDAC (costos indirectos totales anuales) pueden
expresarse como:
Ecuación 23
donde TCI es la inversión de capital total y CRF es el factor de recuperación de
capital. El factor de recuperación de capital, CRF, está definido por:
Ecuación 24
donde i es la tasa de interés supuesta y n es la vida económica del sistema SNCR.
Total Annual Cost (Costo Total Anual) El total annual cost - TAC (costo total anual), por poseer y operar un sistema SNCR,
es la suma de los costos directos e indirectos anuales, tal como está dado en la
siguiente ecuación:
Ecuación 25
215
Las toneladas removidas de NOx anualmente son:
Ecuación 26
El costo en dólares por tonelada de NOx removido por año es:
Ecuación 27
SCR
Parámetros de Diseño
Suministro de Calor de la Caldera
El parámetro principal para la estimación de costos en la metodología presentada en
la referencia [1], es la liberación potencial máxima de calor de la caldera o razón de
216
suministro de calor, QB, expresada en MMBtu/hr (millones de unidades térmicas
inglesas por hora). Se obtiene del high heating value - HHV (valor calorífico alto, VCA)
del combustible, en Btu/lb (Btu por libra), multiplicado por la máxima razón de
consumo de combustible en lb/hr (libras por hora), _ mcomb :
Factor de Capacidad del Sistema
El factor total de capacidad del sistema, FCtotal, es una medida del uso anual
promedio de la caldera en conjunto con el sistema RCS. El FCtotal está dado por:
Para calderas industriales, el factor de capacidad de la caldera, FCplanta, es la razón
de la cantidad real de combustible quemado anualmente a la cantidad potencial
máxima de combustible quemado anualmente, en libras. El FCplanta está dado por:
El SCR puede ser operado todo el año o solamente durante la estación especificada
de ozono. El factor de capacidad del sistema SCR, FCRCS, es la razón del número
real de días de operación del SCR, tRCS, al número total de días por año:
Eficiencia de Remoción de NOx
217
La eficiencia de remoción de NOx, representada como ήNOx, se determina del nivel
de NOx no controlado de la caldera a la razón máxima de suministro de calor,
FCplant = 1.0, y del límite de emisión requerido de la chimenea.
Relaciones Estequiométricas Reales
La Actual Stoichiometric Ratio - ASR (Relación Estequiométrica Real está definida
por:
El valor de la ASR en un sistema de SCR típico es aproximadamente:
Razón de Flujo de Gas de Combustión
La ecuación para la razón de flujo volumétrica es:
en donde nRCS es el número de cámaras de los reactores de SCR y qcomb es la razón
de flujo volumétrico del combustible de la caldera.
Velocidad de Espacio y Velocidad de Área
218
La velocidad de espacio se define como el inverso del tiempo de residencia, dado por
la ecuación:
Volreactor, esta dado por la ecuación:
Aespecífica, se calcula según la siguiente ecuación:
El Aespecífica está dada en unidades de longitud2/longitud3 y debe ser proporcionada
por el fabricante del catalizador.
Eficiencia de Remoción de NOx
La eficiencia de remoción de NOx, representada como ήNOx, se determina a partir de
los valores de los límites de emisión no controlados y los requeridos de la chimenea
para carga base o carga completa, utilizando la siguiente ecuación:
219
en donde NOxout es el nivel de NOx requerido en la chimenea.
La eficiencia teórica de remoción de NOx es:
en donde ambas, Kcatalizador y Aespecífica son proporcionadas por el fabricante del
catalizador.
El escabullimiento de amoníaco en partes por millón por volumen, puede calcularse
del valor de _NOx, utilizando la ecuación
Volumen del Catalizador
La ecuación empírica para el volumen de catalizador está dada a continuación:
y los factores de ajuste incluyen:
220
Factor de ajuste de la eficiencia de NOx:
Factor de ajuste de NOx para NOx a la entrada:
Factor de ajuste de escabullimiento de amoníaco para escabullimientos de amoníaco
entre 2 y 5 ppm:
Factor de ajuste de azufre en el carbón:
en donde S es el contenido de azufre del combustible en fracción en peso.
• El factor de ajuste de la temperatura para temperaturas de gas distintas a 700°F:
en donde T es la temperatura del gas de combustión a la entrada del reactor en
grados Fahrenheit (°F).
Dimensiones del Reactor de SCR
El tamaño del área de sección transversal del reactor de SCR se diseña para la razón
de flujo del gas de combustión y la velocidad superficial:
221
El área de sección transversal del reactor de SCR es aproximadamente 15 por ciento
más grande que el área de sección transversal del catalizador para tomar en cuenta la
geometría del módulo y los accesorios:
Para los propósitos de este informe, el reactor de SCR puede tratarse como cuadrado.
La estimación inicial del número de capas de catalizador puede determinarse a partir
del volumen de catalizador, el área de sección transversal del catalizador y estimando
la altura del elemento del catalizador. Una altura nominal para el catalizador, hcapa, es
3.1 píes. Una primera estimación del número de capas de catalizador, ncapa, es:
La altura de cada capa de catalizador se calcula utilizando el número estimado de
capas. Esto debe resultar en que la altura de una capa de catalizador, hcapa, esté
dentro del rango industrial normal de 2.5 a 5.0 pies. La altura de una capa de
catalizador se calcula de la siguiente ecuación:
222
en donde se agrega 1 pié para tomar en cuenta el espacio requerido por encima y por
debajo del material del catalizador para el ensamble del módulo.
El número total de capas de catalizador incluye todas las capas vacías de catalizador
que serán instaladas.
La altura del reactor de SCR, incluyendo las capas iniciales y futuras de catalizador, la
capa rectificadora de flujo, el espacio para los sopladores de hollín y el cargado del
catalizador, pero excluyendo los conductos y tolvas de entrada y salida, se determina
de la ecuación:
en donde las constantes se basan en prácticas industriales comunes de c1 = 7 y c2 =
9.
Estimación del Consumo de Reactivo y el Tamaño del Tanque
La razón de consumo de reactivo o razón de flujo masa del reactivo, mreactivo ,
expresada generalmente como lb/hr (libras por hora), puede calcularse utilizando:
en donde Mreactivo es el peso molecular del amoníaco (17.03 gramos por mol) y MNOx es
el peso molecular del NO2 (46.01 gramos por mol). Se usa el peso molecular del NO2
porque las emisiones de NOx, NOxin, están dadas en lb/MMBtu de NO2.
223
Para el amoníaco, la razón de flujo masa de la solución acuosa del reactivo, m sol ,
está dada por:
en donde Csol es la concentración de la solución acuosa de reactivo en peso.
La razón de flujo volumétrico de la solución, qsol, expresada generalmente como
galones por hora (gph), es:
en donde _sol es la densidad de la solución acuosa del reactivo en libras por pié
cúbico, 56.0 lb/ft3 para una solución de amoníaco al 29% a 60_F. El volumen
específico de una solución de amoníaco al 29% a 60_F es 7.481 gal/ft3.
El volumen almacenado en sitio para el número de días de operación, t, es:
COSTOS DE UN SCR
La ecuación para los costos directos de capital (DC) incluyendo los factores de ajuste
en dólares, es:
224
Ajuste para la altura del reactor de SCR:
Ajuste para la razón de flujo de amoníaco:
Ajuste para la instalación de SCR (fnew) y Ajuste para instalación de una desviación a
la SCR es para una reconversión de la caldera es igual a cero.
El costo de capital para la carga inicial del catalizador:
en donde Volcatalizador está en ft3 y CCinicial es el costo del catalizador inicial, estimado
actualmente a 240 $/ft3 para un catalizador de panal de cerámica.
Costos de Capital Indirectos
Las ecuaciones de los costos de instalación indirectos se presentan en la Tabla 2
225
El costo de capital inicial incluye el costo del volumen inicial del reactivo, en donde RC
es el reagentcost (costo del reactivo) en $ por galón, dado por la ecuación:
Costos Totales Anuales Los total annual costs - TAC (costos totales anuales) consisten de los costos directos,
costos indirectos y recuperación de créditos. Los costos directos anuales son aquellos
proporcionales a la cantidad de gas residual procesado por el sistema de control. Los
costos indirectos (fijos) anuales, son independientes de la operación del sistema de
control y se incurriría en ellos aún si fuera apagado. No se incluye la recuperación de
226
créditos por subproductos, porque no hay subproductos vendibles generados en la
SCR
Los parámetros de diseño son estimados utilizando la razón anual máxima de
suministro de calor de la caldera, para asegurar el diseño adecuado del tamaño del
sistema de SCR. Los costos anuales son calculados utilizando la razón promedio de
suministro de calor de la caldera y del sistema de SCR, utilizando el FCtotal. Esto
asegura que los costos se basen en las condiciones actuales de operación en vez de
en el caso de diseño.
Costos Directos Anuales
Los direct annual costs - DAC (costos directos anuales) incluyen a los costos variables
y fijos. Los costos directos variables anuales toman en cuenta la compra del reactivo y
de energía eléctrica. Los costos directos semivariables anuales incluyen a los costos
de mano de obra de operación y de supervisión, de mantenimiento y de reemplazo del
catalizador.
Mano de Obra de Operación y de Supervisión
El reactor de SCR es un dispositivo estacionario sin partes en movimiento. Además, el
sistema de SCR incorpora solo unas pocas piezas de equipo rotatorio (v.g. bombas,
motores, etc.). Por lo tanto, el personal existente de la planta puede operar la SCR
desde un cuarto de control existente. En general, la operación de un sistema de SCR
requiere ninguna mano de obra de operación o de supervisión adicional.
Mantenimiento
Se supone que la mano de obra de mantenimiento y los costos de materiales anuales,
incluyendo la reposición de la punta de las boquillas de los inyectores, son 1.5% de la
inversión de capital total (TCI) en dólares. La ecuación está dada por:
227
Consumo de Reactivo
El costo anual por la compra de amoníaco se estima utilizando la razón de flujo
volumétrico del amoníaco, el factor de capacidad y el costo del reactivo en dólares por
galón, Costoreactivo:
Servicios
El consumo de energía eléctrica en kilowatts se estima para el equipo de SCR, la
vaporización de amoníaco y la potencia adicional para el ventilador de TI, dado que
las centrales termoeléctricas generan energía eléctrica y destinan para su uso un
porcentaje de esta no es necesario hacer determinar los costos de esta.
Reemplazo del Catalizador
La vida del catalizador es una función de la actividad del catalizador y del
escabullimiento de amoníaco.
en donde CCreemplazo es el costo del catalizador en dólares por pié cúbico ($/ft3) y Rcapa
es un factor para el reemplazo del catalizador. Rcapa = 1 para reemplazo completo y
Rcapa = ncapa para reemplazo de una capa por año.
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Debido a que el catalizador es reemplazado cada pocos años, el costo anual del
catalizador para todos los reactores es una función del valor futuro del catalizador,
dado por:
El factor de valor futuro, FVF está dado por:
en donde i es la tasa de interés supuesta y Y es el plazo.
El plazo, Y, está dado por la ecuación:
en donde hcatalizador es la vida de operación del catalizador en horas y haño es el número
de horas por año que la SCR es operada. El valor de Y estimado de la ecuación es
entonces redondeado al entero más cercano.
Costos Indirectos Anuales Utilizando estas ecuaciones, los indirect annual costs - IDAC (costos indirectos
anuales) pueden expresarse como:
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en donde TCI es la inversión de capital total y CFR es el factor de recuperación de
capital se define por.
en donde i es la tasa de interés y n es el año en el que se incurre en el costo.
Costo Total Anual El total annual cost - TAC (costo total anual) por poseer y operar un sistema de SCR
es la suma de los costos directos e indirectos anuales según están dados en la
siguiente ecuación:
Las toneladas de NOx removidas anualmente son:
El costo en dólares por tonelada de NOx removido por año es:
