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ensayo sobre combustibles fosiles en colombia
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ANGIE DANIELA ORTIZ
JOAN SEBASTIAN VALENZUELA
COMBUSTIBLES FOSILES EN COLOMBIA Y SUS ANALISIS DE
COMPOSICIONES ELEMENTALES
ANDRES FELIPE ESCOBAR
Balance de materia
Bogota 12 mayo de 2015
COMBUSTIBLES FOSILES EN COLOMBIA Y SUS ANALISIS DE
COMPOSICION ELEMENTAL
Los petróleos son los mas importantes combustibles fosiles que hay en la
actualidad, Se produce en el interior de la Tierra, por transformación de la
materia orgánica acumulada en sedimentos del pasado geológico y puede
acumularse en trampas geológicas naturales, de donde se extrae mediante
la perforación de pozos. Es uno de los materiales mas usados para la
producción de energía y actualmente genera grandes utilidades para el país.
Por otra parte también existe el carbón. Es un sólido oscuro, estratificado y
combustible, resultado de la acumulación y enterramiento de materia vegetal
desde las primitivas eras geológicas. Estos depósitos se convierten en
carbón a través de unos cambios biológicos iniciales y posteriores efectos
mecánicos de presión y temperatura en el seno de los sedimentos.
El carbón se caracteriza por ser el combustible fósil del que existe mayor
cantidad de recursos, cifrándose en un 75% del total de las reservas
estimadas así mismo cabe destacarse su amplia distribución geográfica ,
conociéndose yacimientos explotables prácticamente en todos los países.
Prácticamente todo el carbón se utiliza en procesos de combustión y
coquizado.
Y finalmente pero no menos importante el gas natural que El principal uso
del propano es el aprovechamiento energético como combustible. Con base
al punto de ebullición más bajo que el butano y el mayor valor energético por
gramo, a veces se mezcla con éste o se utiliza propano en vez de butano.
En la industria química es uno de los productos de partida en la síntesis del
propeno. Además se utiliza como gas refrigerante (R290) o como gas
propulsor en aerosoles.
COMPOSICION DE LOS PETROLEOS CRUDOS Y DE LOS PRODUCTOS
PETROLIFEROS
Los crudos tienen características físicas y químicas muy variables de un
campo de producción a otro e incluso dentro de un mismo yacimiento.
El petróleo es una mezcla homogénea de compuestos organicos,
principalmente hidrocarburos insolubles en agua
CONSTITUYENTES PUROS
El petróleo está formado principalmente por hidrocarburos, que son
compuestos de hidrógeno y carbono, en su mayoría parafinas, naftenos y
aromáticos. Junto con cantidades variables de derivados saturados
homólogos del metano (CH4).
Cicloalcanos o cicloparafinas-naftenos: hidrocarburos cíclicos
saturados, derivados del ciclopropano (C3H6) y del ciclohexano
(C6H12). Muchos de estos hidrocarburos contienen grupos metilo en
contacto con cadenas parafínicas ramificadas.
Hidrocarburos aromáticos: hidrocarburos cíclicos insaturados
constituidos por el benceno (C6H6) y sus homólogos.
Alquenos u olefinas: moléculas lineales o ramificadas que contienen
un enlace doble de carbono (-C=C-).
Dienos: Son moléculas lineales o ramificadas que contienen dos
enlaces dobles de carbono. Su fórmula general es CnH2n-2.
Alquinos: moléculas lineales o ramificadas que contienen un enlace
triple de carbono.
Además de hidrocarburos, el petróleo contiene otros compuestos que se
encuentran dentro del grupo de orgánicos, entre los que destacan sulfuros
orgánicos, compuestos de nitrógeno y de oxígeno. También hay trazas de
compuestos metálicos, tales como sodio (Na), hierro (Fe), níquel (Ni),
vanadio (V) o plomo (Pb). Asimismo, se pueden encontrar trazas de
porfirinas.1
FRACCIONAMIENTO Y ANALISIS ELEMENTAL DE LOS CRUDOS
PETROLIFEROS Y SUS CORTES
El hecho de su diversidad y complejidad, asi como la internacionalización
progresiva de las diferentes reglamentaciones, ha demostrado la necesidad
de uniformizar, a lo largo de todo el proceso de separación y tratamiento, los
metodos de conservación, extracción, fraccionamiento y análisis. Todas
estas etapas son objeto de protocolos precisos establecidos por los
organismos oficiales nacionales e internacionales que describen de manera
minuciosa los procesos empleados, no solamente para cada determinación,
sino que además dan procedimientos diferentes para una misma
determinación con matices diferentes.
FRACCIONAMIENTOS ANALITICOS Y PREPARATIVOS
Destilacion
Se distinguen las destilaciones preparativas destinadas a separar las
fracciones para su análisis posterior y las destilaciones analíticas no
preparativas, destinadas a caracterizar la propia carga. Por ejemplo, la curva
de destilación que da el volumen o el peso recogido en función de la
temperatura de destilación, caracteriza la volatilidad del producto. Tambien
se puede hablar de destilación por cromatografía en fase gaseosa, igual que
en refinería, la destilación en el laboratorio es la primera operación a realizar
1 TOMADO DE: http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo#Composici.C3.B3n
ya que nos dara los rendimientos de los diferentes cortes: gasolina,
queroseno, etc., y permitirá posteriormente la determinación de sus
características.
Extraccion con disolvente
Esta técnica esta basada en la selectividad de un disolvente por afinidad con
los diferentes tipos de compuestos presentes en una mezcla. Se utiliza, por
ejemplo, el fuerte poder disolvente del dimetilsulfoxido, para disolver
selectivamente los hidrocarburos poliaromaticos contenidos en aceites y
parafina. Finalmente se puede realizar un análisis por gravimetría,
espectrometría y cromatografía liquida.
Precipitacion
Esta técnica se aplica a la cuantificación de uno de los componentes de una
mezcla, el cual es extraido de la mezcla para un posterior análisis. El ejemplo
típico de esta técnica es el de los asfaltenos.
Determinacion del Carbono, hidrogeno y nitrógeno
El procedimiento mas utilizado para la determinación del contenido del
carbono, hidrogeno y nitrógeno, es un método por combustión inspirado en
el de Dumas. La sustancia analizar se introduce en un horno calentado a
1.050 °C, por el que pasa una mezcla una helio y oxigeno. Los productos de
la combustión pasan a través de un agente oxidante que los transforma en
Dioxido de Carbono, agua y Oxidos de Nitrogeno arrastrados por el gas
inherte. La mezcla pasa sobre cobre calentado a 650°C que reduce los
oxidos de Nitrogeno a Nitrogeno. Los gases se separan en una columna
cromatografica equipada con un detector catarometrico.
Una técnica totalmente diferente para medir la concentración de Hidrogeno
es la resonancia magnética nuclear. Se estima que el error absoluto del
mismo es del orden del 0.05%.
En cuanto al Nitrogeno la sensibilidad del Metodo de Dumas es insuficiente.
Las especificaciones de las cargas en los procesos y la evaluación de los
resultados de procesos de Hidrodenitracion requieren medidas en el rango
de 0.5 a 2.000 ppm en peso para este rango de concentraciones debe
utilizarse alguno de los métodos siguientes:
Metodo Kjeldahl: esta basado en una mineralización por H2SO4 en
presencia de un catalizador para transformar los productos
nitrogenados en (NH4) SO4. El amoniaco es sustituido a continuación
por una base fuerte y valorado. Dependiendo de la cantidad de
muestra ensayada, es posible determinar hasta un ppm de Nitrogeno.
Es un método largo y laboriosos y a pesar de esto es utilizado como
método de referencia.
Método por detección mediante quimioluminiscencia: El
producto se quema a 1.000°C con oxigeno. El óxido de nitrógeno
formado se transforma en NO2 por reacción con el ozono, el NO2
así formado está bajo una forma energéticamente excitada NO2. El
retorno al estado fundamental de la molecula se realiza por la
emisión de fotones que se detectan fotométricamente. Este equipo
esta hoy muy extendido, y lleva a niveles de detección de 0,5 ppm.
Metodo por reducción: El producto es reducido en corriente de
hidrógeno a 800 °C, en presencia de un catalizador de nique!. El
amoniaco formado es detectado y medido por culombimetria; la
sensibilidad del metodo es del orden de una ppm.
En conclusión, hay que reconocer que estos métodos de medida del
contenido de nitrógeno a nivel de trazas, no son completamente
satisfactorios hoy; la determinación del contenido en nitrógeno posee
una precisión mediocre y la concordancia entre los diferentes
métodos es insuficiente. La razón comunmente admitida para
explicar estas imperfecciones es la resistencia a la combustion o a la
reducción de ciertos enlaces nitrogenados.
Contenido en oxigeno
El oxigeno solo está. presente en pequeñas cantidades en los
productos petroliferos y generalmente su concentración se determina
por la diferencia a 100 una vez conocidos los contenidos en carbono,
hidrógeno, azufre y nitrógeno.
Por otra parte, numerosos productos petrolíferos, en particular
aquellos procedentes de conversión, son poco estables a la oxidacion
y la medida del oxigeno no tiene garantias si no se toman grandes
precauciones en la toma de muestra y en su conservación.
El metodo de medicion empleado es el procedimiento descrito por
Untersaucher (1940).
Los productos a analizar se pirolizan en presencia de carbono a
1.100 °C con un barrido de un gas neutro; el óxido de carbono
formado puede medirse directamente por cromatografia, o bien bajo
la forma de anhidrido carbónico después de la oxidación sobre CuO.
El C02 puede detectarse entonces por espectrometria infrarroja o
cromatografía en fase gaseosa.
El carbono se reemplaza frecuentemente por un catalizador
(carbono platinado, carbono niquelado o mezcla de carbono, platino
y niquel).
Los elementos como el azufre, nitrógeno y los halogenos pueden
interferir, por lo que tras la pirólisis hay que eliminarlos por:
Los gases acidos, por fijación sobre cal sodada.
Los compuestos azufrados son retenidos con nitrógeno
liquido o por fijación sobre cobre reducido a 900 °C.
Este método permite determinar concentraciones del orden de 5.000
ppm. En él caso de las trazas (<100 ppm) el metodo más desarrollado
(pero también el mas costoso) es la activacion neutrónica: el producto
a analizar es introducido en un acelerador y sometido a un bombardeo
neutronico, el cual transforma el oxigeno 16 en nitrógeno16 inestable,
el cual emite radiaciones beta y gama. Esta emisión es detectada y
medida. Se puede alcanzar asi hasta concentraciones de 10 ppm de
oxigeno, a estos niveles el problema es obtener un blanco aceptable.
Determinación del azufre
El conocimiento de la concentración de azufre de los productos petrolíferos
es capital; los métodos de medida son numerosos y dependen a la vez de la
concentración a medir y del tipo de productos a analizar.
Los métodos generalmente mas usados son por combustión y por
fluorescencia de rayos x.
Determinación del azufre por combustión: Todos estos métodos
comienzan por una combustión del producto, que determina una
oxidación del azufre a SO2 y SO3, La siguiente tabla representa
exactamente los diferentes métodos de medida y hace referencia a
las normas y metodos estandarizados correspondientes.
Métodos que producen solo SO2: estos son los método llamados
de horno de induccion, que no difieren más que en el tipo de horno
utilizado y proceden del mismo método ASTM. El producto se
calienta a una temperatura superior a los 1.300 °C en una corriente
de oxigeno y transformado en SO2, el cual se mide por un detector
de infrarrojos.
Métodos que producen SO2 y SO3 en los que se valora todo el
azufre
En dichos métodos, los óxidos de azufre producidos en la cobustion
se convierten, antes de su deteccion, bien en acido sulfurico por
borboteo en agua oxigenada o bien en sulfatos.
• Método Wickbold: Las muestras pasan a través de una llama de
hidrógeno-oxígeno con un gran exceso de oxigeno; los óxidos de
azufre formados se convierten en acido sulfúrico en contacto con
agua oxigenada.
• Metodo de la bomba: Se quema el producto en una bomba
calométrica con oxigeno a presión de 30 bar. El azufre contenido en
las aguas de lavado se mide gravimetricamente como sulfato de
bario.
• Método de la lámpara: se quema la muestra en un vaso cerrado,
en atmósfera de CO2 (70 %) y de oxigeno (30 %) con objeto de evitar
la formación de óxidos de nitrógeno.
• Metodo del tubo de cuarzo: se quema. el producto en un tubo de
cuarzo; a continuación una corriente de aire purificado arrastra los
gases de la combustion y borbotean en una solucion de agua
oxigenada.
En cada metodo, la medición puede hacerse por volumetria,
gravimetria,o por colombimetria.
Metodos que valoran el SO2: El producto petrolífero de piroliza en
una corriente de oxigeno-nitrogeno (80/20), alrededor de 1.050 –
1.100 °C; los gases de combustión pueden valorarse bien por
iodometria o por fluorescencia o UV. El 20% puede escapar del
análisis.
Metodo de determinación del azufre por hidrogenolisis: Ese
método consiste en pirolizar el producto a analizar en una atmosfera
de hidrogeno. El azufre se transforma en sulfuro de hidrogeno que
colorea un papel impregnado de acetato de plomo. La velocidad de
coloreado es medida por un dispositivo óptico y utilizado paa medir la
concentración. Este método permite llegar a niveles de sensibilidad
de 0.02 ppm.
RECURSOS Y RESERVAS GEOLÓGICAS DE CARBÓN EN COLOMBIA.
Los recursos y las reservas geológicas de carbón medidas en el pais son aproximadamente
de 6648 millones de toneladas (MT), mientras que las reservas indicadas son del orden de
2322 MT, y se encuentran distribuidas en las tres grandes cordilleras (Oriental, Central y
Occidental), localizadas en el interior del país y en la Costa Atlántica, como se indica a
continuación:
Reservas carboníferas de Colombia
Millones de toneladas (mt)
ZONAS
CARBONIFERAS RECURSOS Y RESERVAS
TIPO DE CARBON
MEDIDAS INDICADAS
Antioquia 90 225 Térmico
Boyacá 170.4 682.7 Térmico y Coquizable
Cauca 16.4 66.8 Térmico
Cesar 1933 589 Térmico
Córdoba 381 257 Térmico
Cundinamarca 241.9 538.7 Térmico y Coquizable
Guajira 90 - Térmico
N. Santander 68 101 Térmico y Coquizable
Santander 57.1 114 Térmico y Coquizable
Valle del Cauca 20.1 22.4 Térmico
TOTAL PAIS 6647.9 2596.6
FUENTE: PLAN DE DESARROLLO DEL SUBSECTOR CARBON 1999-2010.
Se concluye, de la tabla anterior que el 90% de los recursos y reservas geológicas medidas se
localizan en la Costa Atlántica y que los carbones con propiedades coquizables aptos para
usos metalúrgicos, se encuentran en la parte central y oriental del país. En estas zonas se
encuentran también carbones especiales, tales como semiantracitas y antracitas para usos
industriales.
Ubicación y características de las zonas carboníferas
GUAJIRA
Se localiza en el extremo noreste del país, al sur del departamento de la Guajira, en el
municipio de Barrancas sobre la cuenca del río Ranchería. Su prolongación, cubre unos 50
Km desde la falla de Oca al norte hasta el municipio de Fonseca al sur, limitando al este con
la Serranía de Perijá y al oeste con las estribaciones de la Sierra Nevada de Santa Marta;
ocupa un área de 480 km2. Las reservas medidas, en esta zona, son de 3.670 MT (distribuidas
así: Cerrejón Norte con 3.000 MT y Cerrejón central con 670 MT) las cuales se presentan en
más de 50 mantos.
Cesar
Está ubicada en el centro del departamento, en la cuenca del río Cesar y ocupa un área de
248 km2. Las reservas medidas son de 1933 millones de toneladas. Los carbones son
bituminosos, altos en volátiles, bajo contenido de azufre y cenizas. La zona se divide en cuatro
áreas así:
AREA EXTENSIÓN, km2 RESERVAS, MT
El Descanso 90 1105
Calenturitas 90 102
La Loma 10 468
La Jagua 58 258
CÓRDOBA
Se conoce también como Alto San Jorge, ubicada en el Departamento de Córdoba entre los
Valles de los ríos San Jorge, San Pedro y Uré, limitados por las estribaciones de las serranías
de San Jerónimo al oeste y Ayapel al este, comprende dos áreas que son la de la cuenca alta
del río San Jorge al occidente, con una extensión de 500 km2 y la de San Pedro-Uré al oriente
que tiene 265 km2. Los carbones se encuentran en las formaciones Ciénaga de Oro y Cerritos,
con presencia de 4 y 3 mantos, con espesores entre 0,80 a 3,50 metros y 0,70 a 2,80 metros
respectivamente, cuyas reservas son calculadas en 381 MT.
Norte de Santander
Ubicada al noreste del país, en los límites con la República de Venezuela. Es una zona
bastante extensa que abarca unos 18 municipios del departamento de la cual se destacan las
áreas de Zulia, Cúcuta, Tasajero y Toledo. Las reservas en esta zona son de 68 MT; se
encuentran carbones bituminosos, de contenidos medios a altos en volátiles coquizables
Santander
Las reservas medidas en el área de San Luis son del orden de 57,1 MT los cuales se presentan
en la Formación Umir, en su parte media y superior, con una extensión de 200 km2. En esta
área ocurre una intensa actividad tectónica que afecta la calidad del mineral que varía desde
sub-bituminosos hasta semiantracíticos.
Cundinamarca
Los carbones de esta zona se encuentran en la Formación Guaduas la cual hace parte del
centro de la cuenca sedimentaria de la cordillera oriental y contiene carbones bituminosos con
contenidos medios a altos en volátiles, con características coquizables. Las reservas
cuantificadas en esta zona son del orden de 241.9 MT en una extensión de 3400 km2.
Boyacá
Sub-cuenca Tunja-Duitama: Está ubicada en el Departamento de Boyacá entre el Puente de
Boyacá al sur y el municipio de Duitama al norte. Corresponde al sinclinal de Tunja y se
extiende en una longitud de unos 35 Km con un ancho promedio de 8 Km. Los carbones se
encuentran en el miembro medio de la Formación Guaduas en 8 mantos con espesores entre
0,70 y 2,0 metros. La mayoría de estos carbones están clasificados como subituminosos A
hasta bituminosos de altos volátiles C.
Sub-cuenca Sogamoso-Jericó: La cantidad y espesores de los mantos es variable de 1 a 9 y
1,0 a 3,2 metros respectivamente, los espesores acumulados varían entre 8,30 y 10 m. Las
reservas se calculan en 102.8 millones de toneladas, los cuales se tratan principalmente de
carbones bituminosos altos en volátiles B y C.
Sub-cuenca Chinavita-Umbita-Tinabá: Esta ubicada en el centro-sur del departamento de
Boyacá en los municipios de su nombre y Machetá Cundinamarca. Los carbones se
encuentran en los flancos del Sinclinal de Umbita.
En total las reservas medidas en la zona carbonífera de Boyacá ascienden a 170.4 millones
de toneladas.
Antioquia
Es una cuenca muy extensa dividida en 33 subzonas entre las que sobresalen Amagá -
Sopetrán y dentro de ella el sector Amagá-Venecia-La Albania.
La subzona Amagá-Sopetrán se encuentra hacia el centro-sur del Departamento de Antioquia
y en ella poblaciones como Amagá, Fredonia, Venecia y Bolombolo. En esta subzona se han
calculado 90 millones de toneladas de reservas carboníferas, y los carbones son sub-
bituminosos tipo A.
Se iniciaron explotaciones en 1979 por la empresa Industrial Hullera a tajo abierto con
producción de 850 ton/día. Actualmente la producción supera el millón de toneladas anuales y
se desarrolla una minería en todas las escalas.
Valle del Cauca
Esta zona se encuentra ubicada hacia el occidente del país sobre las estribaciones del flanco
oriental de la Cordillera Occidental. Se prolonga al occidente del río Cauca desde Yumbo al
norte, hasta El Tambo (Cauca) al sur, con una extensión de más de 100 km de largo y 3,5 km
de ancho promedio. Las reservas medidas son de 20.1 millones de toneladas. Los carbones
son bituminosos con altos contenidos de cenizas.
Cauca
En el Departamento del Cauca al suroeste de Popayán y al occidente del municipio del Bordo.
Los carbones se encuentran en la Formación Mosquera en una franja Terciaria de orientación
NE-SW.
En este departamento se identificaron dos bloques que revisten alguna importancia y que se
encuentran en proceso de estudio, los bloques son: "El Hoyo" conformado por 11 mantos de
carbón con espesores entre 0.6 y 1.3 m, y el bloque "Mosquera" del cual se tiene un
conocimiento menor, en el cual se identificó un manto con alto grado de meteorización y otro
de carbón bituminoso alto en materia volátil. Las reservas medidas son del orden de 16. 4 MT
ENSAYOS NORMALIZADOS
Existen múltiples ensayos que sirven de sustento a diversos sistemas de caracterización
de los carbones; así en los últimos años se ha observado un paso de la composición química
elemental, como criterio de clasificación, al empleo de criterios tecnológicos, directamente
relacionados con la utilización a la que se destina el carbón (combustible o materia prima para
la fabricación de gas o de coque metalúrgico).
De esta forma se define el grado de un carbón, o valor económico de éste, mediante las
relaciones existentes entre sus principales características o propiedades y sus posibles
utilizaciones. En este sentido, cabe hacer las siguientes consideraciones:
1. Es evidente que en el terreno de la combustión del carbón, el parámetro más importante
es el poder calorífico determinado en bomba calorimétrica.
2. En el caso de tratamientos térmicos, alcanza gran importancia el comportamiento del
carbón frente al calentamiento. Algunas especies se aglomeran, otras se hinchan de tal
modo que obstruyen todos los pasos al gas de combustión; por consiguiente, las
industrias productoras de coque se interesan más por el comportamiento del carbón en
el calentamiento que por otros parámetros, puesto que la calidad del coque producido
depende principalmente de aquella característica.
Por otro lado, de todas las industrias que procesan el carbón, las coquerías son en
particular las más afectadas por los subproductos obtenidos, asfaltos y gases. Esto
explica por qué el contenido en materias volátiles es otro de los parámetros de
clasificación más importantes en este tipo de actividades.
Seguidamente, se analizan las principales propiedades del carbón especificadas para
su utilización en centrales térmicas, realizándose, asimismo, una evaluación de su importancia
en la operación de éstas. En la Tabla IX se resumen los análisis más usuales así como los
valores indicativos para la aceptación de los carbones.
ANALISIS INMEDIATO
Comprende la medida contenida en humedad, volátil, cenizo y carbono fijo; es la forma
más simple y generalizada de caracterizar un carbón debido a que se puede realizar con un
equipo básico de laboratorio, aunque hoy en día existen equipos totalmente automáticos más
complejos.
Humedad
Se determina generalmente por porcentaje de pérdida de peso al calentar una muestra
en estufa a 105 °C. Por encima de esta temperatura aparecerían las pérdidas de agua
quimisorbida, poco importantes para la mayoría de los carbones, pero apreciables para los
lignitos y, de forma general, tanto mayores cuanto menor sea el rango del combustible. A
medida que se aumentara la temperatura de calentamiento, se desprendería el agua ligada
con motivo del inicio de las reacciones de pirólisis.
La humedad de un combustible es muy variable, en función de las condiciones de extracción
y de su preparación mecánica, el tiempo en que ha estado expuesto a la acción atmosférica y
las condiciones atmosféricas propias en el momento del muestreo. Si se permite que un carbón
alcance el equilibrio, a una temperatura determinada con una atmósfera de humedad concreta,
se obtiene una humedad de equilibrio o humedad estándar, característica del combustible, que
varía en función del rango, según se detalla a continuación
TURBAS 20-30%
LIGNITOS 15-25%
HULLAS 5%
ANTRACITAS 3%
Esta humedad, según normas A.S.T.M., se mide a 30 °C en presencia de aire y un 97%
de humedad relativa.
Los contenidos en humedad de un carbón tienen efectos en distintos
Ámbitos:
a) Los carbones de bajo rango, con mayores contenidos en humedad, tienen costes
relativos de transporte más altos.
b) La humedad actúa como un inerte, bajando las temperaturas de llama,
evacuando entalpía de cambio de estado con los humos e incrementando el
consumo de auxiliares (ventiladores).
c) Un bajo contenido en humedad favorece la molienda e inhibe las posibles
aglomeraciones.
Contenido en volátiles
Durante la fase inicial del proceso de combustión se desprenden del carbón volátil,
consistente en distintas cantidades de hidrógeno, óxidos de carbono, metano y otros
hidrocarburos de bajo peso molecular. El contenido en volátiles de un carbón constituye una
importante propiedad de éste, proporcionando una indicación de su reactividad y facilidad de
ignición. La medida de la cantidad de volátiles emitida es, en la práctica, una función de las
características de la muestra de carbón y del proceso de combustión seleccionados. En este
sentido, el ensayo propuesto por ISO para su determinación fija la temperatura (900 °C), la
duración (7 min.) y el recipiente sobre el cual se debe depositar la muestra fuera del contacto
del aire; se define como contenido en volátiles del carbón la pérdida de peso de la muestra en
estas condiciones.
Este parámetro caracteriza la estabilidad de la llama tras la ignición así como la facilidad
para la producción de ésta. En este sentido, los carbones de alto rango tienen pocos volátiles
y arden muy lentamente, siendo crítica la estabilidad de llama.
Un contenido excesivamente alto en volátiles (superior al 30%) puede provocar
problemas de seguridad en la molienda, debido a la aparición de igniciones espontáneas.
Cenizas
Es el residuo sólido tras una combustión completa de toda la materia orgánica y de la
oxidación de la materia mineral presente en el carbón. No es nunca igual al contenido en
sustancias minerales del combustible antes de la combustión pues éstas modifican sus formas
de combinación.
De entre las múltiples reacciones químicas que intervienen las principales son la
deshidratación del caolín y del yeso, la disociación de los carbonatos y la oxidación de las
piritas. Por otro lado, ciertos constituyentes como los cloruros se volatilizan total o
parcialmente. Las transformaciones químicas más importantes se representan, al menos
teóricamente, por las ecuaciones:
Al2O3 ⋅ 2SiO2 ⋅ 2H2O → Al2O3 ⋅ 2SiO2 + 2H2O
CaCO3 → CaO + CO2
2FeS2 + 5,5 O2 → 4SO2 + Fe2O3
Estas reacciones originan una pérdida de peso de los productos con respecto a los
reactivos, de manera que, salvo en casos muy raros, el contenido
En cenizas obtenidas por calcinación en presencia de aire es siempre una medida por defecto
del contenido en sustancias minerales del carbón. Ello obliga a
"normalizar" la temperatura y duración del ensayo.
Por consiguiente, las cenizas definen la calidad del carbón en la combustión al
determinar el contenido en materia incombustible presente. A mayor contenido en cenizas,
menor poder calorífico presentará el carbón bruto y mayores serán los sobrecostes de
manipulación y tratamiento, así como los posibles problemas de erosión en los equipos de
transporte y combustión.
Por otra parte, la descarga de las escorias a alta temperatura y estado pastoso en las
calderas de escorias fundentes implica la extracción de cantidades sustanciales de calor
sensible. No obstante, el extra coste de utilizar carbón lavado no siempre se justifica, aunque,
de esta forma, las cantidades de cenizas depositadas en bancos de tubos son menores, así
como son también inferiores las necesidades de soplado. Adicionalmente, un mayor contenido
de cenizas requiere una eficacia superior para el equipo de depuración de partículas.
En este sentido, cabe destacar la importancia que los constituyentes de las cenizas
tienen sobre el rendimiento de la caldera y su conexión con los procesos de ensuciamiento,
escoriación y corrosión de las superficies calientes.
Contenido en Carbono Fijo
Este parámetro es calculado, obteniéndose por diferencia a 100 de la suma de los
contenidos, volátil y ceniza del carbón secado al aire.
Asimismo, el contenido en carbono fijo se emplea para estimar la cantidad de coque o
"char" (productos de combustión intermedios) que se puede producir, así como el contenido
de inquemados en las cenizas volantes.
ANALISIS ELEMENTAL
La composición elemental de la fracción orgánica del carbón se determina en base a
métodos de oxidación, descomposición y/o reducción, siendo realizados estos análisis en la
actualidad mediante equipos automáticos basados fundamentalmente en la técnica del
infrarrojo
Los elementos analizados son carbono, hidrógeno, nitrógeno, azufre y oxígeno
(obtenido por diferencia). Adicionalmente, se consideran los datos de humedad y contenido en
cenizas del análisis inmediato, con objeto de expresar los resultados del análisis elemental en
tanto por ciento en peso y base seca exenta de cenizas.
Este análisis es necesario para los balances de materia y energía de la combustión, así como
para realizar una aproximación del poder calorífico del carbón.
Los contenidos en carbono e hidrógeno permiten estimar el CO2 y H2O que se producirá
en la combustión; normalmente estos dos elementos se encuentran en el carbón constituyendo
hidrocarburos complejos, si bien una parte del carbono se encuentra como carbonatos
inorgánicos.
El nitrógeno de los carbones está confinado principalmente entre los compuestos
orgánicos. En los últimos años ha adquirido gran importancia debido a su papel en la formación
de óxidos de nitrógeno, no obstante, debe destacarse que no existe una correlación simple
entre el nitrógeno constituyente del carbón y los óxidos de nitrógeno emitidos en los gases de
combustión.
El contenido en azufre del carbón está relacionado con distintos problemas
medioambientales y de operación en las calderas:
- El azufre se oxida a SO2, así un carbón con un 0,9% de azufre (22% de cenizas)
provoca una concentración de SO2 en humos (6% O2) de aproximadamente 1875
mg/Nm3. Este valor se compara con los
400 mg/Nm3 fijados como límite en la Unión Europea para nuevas centrales de
más de 500 MW.
- Una parte del SO2, normalmente menos del 2%, se convierte a SO3; gran parte
de éste se transforma en sulfatos tras reabsorberse con los metales alcalinos de
las cenizas. Estos sulfatos incrementan la tendencia al ensuciamiento y la
corrosión de las superficies de transferencia de calor.
- Si se alcanzan temperaturas inferiores al punto de rocío ácido, el SO3 se combina
con el vapor de agua de los gases de combustión, generando ácido sulfúrico que
provoca problemas graves de corrosión en las zonas frías de la caldera,
principalmente en los conductos de gases de combustión y sistemas de
tratamiento de éstos.
El contenido en oxígeno tradicionalmente se calcula por diferencia a 100 de la suma de
los porcentajes de carbono, hidrógeno, nitrógeno y azufre, aunque existen métodos para su
determinación directa. Este parámetro puede ser utilizado como indicador del rango del carbón,
siendo, además una medida de su grado de oxidación.
ANALISIS DE CENIZAS Y MINERALES
Las cenizas del carbón están constituidas por los residuos resultantes de la
descomposición de silicatos, carbonatos, sulfuros y otros minerales debido a la temperatura.
Su composición química suele expresarse en óxidos, empleándose como guía para identificar
los tipos de minerales presentes originalmente en el carbón, fundamentalmente,
silicoaluminatos:
SiO2 : 30 al 55% MgO : 1 al 4%
Al2O3 : 15 al 35% K2O + Na2O : 1 al 4%
Fe2O3 : 2 al 20% SO3 : 1 al 3%
CaO : 2 al 15% TiO2 : 0,5 al 2%
En menor porcentaje aparecen fósforo, manganeso, bario y trazas de numerosos
metales como plomo, zinc, cobalto, germanio y zirconio.
PODER CALORIFICO
Es uno de los principales parámetros característicos de todo carbón. Se define como la
cantidad de calor que se libera cuando se quema la unidad de masa de un carbón en
condiciones normalizadas.
Este ensayo se realiza en laboratorio mediante una bomba calorimétrica, a través de la
determinación de las diferencias de temperatura antes y después de que se produzca la
combustión de la muestra. De esta forma se calcula el poder calorífico bruto a volumen
constante (Poder Calorífico Superior), esto es, la energía total del carbón incluyendo el calor
latente de condensación del vapor formado en el proceso. En la práctica el vapor de agua y
otros compuestos (ácidos como HNO3 y H2SO4) escapan directamente a la atmósfera sin
condensar; la corrección del Poder Calorífico Superior debido a estas pérdidas se realiza en
base a distintos factores como la humedad y los contenidos en oxígeno, hidrógeno, nitrógeno
y azufre, obteniéndose el denominado Poder Calorífico Inferior (Neto).
FORMAS DE AZUFRE, CLORO Y ELEMENTOS TRAZA
El azufre se encuentra en los carbones, principalmente, en tres formas de combinación:
Azufre sulfato: Combinado como sulfato inorgánico.
Azufre pirítico: Es el que se encuentra como piritas (S2Fe). Azufre orgánico:
Es el que aparece en compuestos orgánicos.
El azufre sulfato se obtiene mediante extracción con ácido clorhídrico diluido y determinación
gravimétrica del azufre en el extracto, ya que los sulfatos son solubles en este ácido a
diferencia del azufre de piritas y orgánico.
Las piritas (FeS2) son extraídas cuantitativamente con ácido nítrico diluido,
determinándose posteriormente por volumetría o absorción atómica el hierro en el extracto. El
azufre pirítico se obtiene por diferencia entre el hierro soluble en nítrico y el soluble en
clorhídrico.
Finalmente, el azufre orgánico se determina por diferencia a 100 de la suma de los
porcentajes de azufre sulfato y pirítico.
En la mayoría de las aplicaciones del carbón basta con el análisis del azufre total, en
ocasiones, sin embargo, se realizan estas determinaciones para considerar los sistemas de
tratamiento específicos del carbón, debido a que éstos pueden eliminar casi en su totalidad el
azufre pirítico, pero tienen un bajo rendimiento sobre el azufre orgánico.
Por otra parte, la pirita es una de las sustancias que incrementan el riesgo de
combustión espontánea del carbón ya que potencia su oxidación y subsiguiente calentamiento.
Otro efecto perjudicial de la pirita es su característica de substancia dura y pesada que
interviene en los procesos de abrasión, principalmente de los molinos.
La determinación de cloro no suele realizarse como parte del análisis elemental, sin
embargo pueden existir cloruros ligados a la fracción orgánica del carbón. Así mismo el cloro
puede entrar en la composición del carbón en forma de cloruros minerales asociados a los
estratos de agua salinas.
En los procesos de combustión el cloro se puede combinar con otros elementos
minerales y contribuir a su deposición ocasionando problemas de corrosión. Asimismo, el cloro
puede afectar al control del pH en los procesos de desulfuración de los gases de combustión.
El análisis de los elementos traza se realiza debido a condicionantes medioambientales,
en base al creciente interés en el control de la materia particulada emitida con los gases de
combustión, así como para la caracterización de las cenizas, recogidas en distintos puntos de
la central, con vistas a su aprovechamiento o evacuación a vertederos.
PROPIEDADES FISICAS Y MECANICAS
Para la evaluación comercial de un carbón es necesario caracterizar sus propiedades
físicas. Existen múltiples ensayos en función de los requerimientos asociados a su empleo
final, destacándose los siguientes:
Manejabilidad: Ensayos asociados a la facilidad de transporte, almacenamiento y
tratamiento del carbón:
- Densidad aparente: Relación entre la masa y el volumen que ocupa (incluyendo los
huecos dentro y entre las partículas), para el Apilamiento y transporte en cintas.
- Distribución de tamaños, antes de la pulverización, para asegurar el adecuado
rendimiento de los molinos, y tras ella, para asegurar el rendimiento de la combustión.
- Friabilidad o desmenuzabilidad, para determinar la degradación de tamaños y el polvo
generado en el manejo, apilamiento y molienda.
Molturabilidad (Indice Hardgrove). Este parámetro se utiliza para estimar la capacidad,
rendimiento y energía requerida en el proceso de molienda, así como para definir el tamaño
de partículas producido. Carbones con índices inferiores a 50 presentan dificultad, debido a su
dureza, para su pulverización.
Esta determinación tiene como fundamento la aplicación de una cantidad definida de energía
de molienda a una muestra del carbón a través de un pequeño pulverizador, para
posteriormente determinar la variación de tamaño producida mediante tamizado. Para la
calibración del sistema se emplean muestras de referencia de distintos índices Hardgrove.
Indice de Abrasividad: Se emplea para estimar el desgaste de los molinos.
Consiste en la determinación de la pérdida de metal de las palas de un molino de referencia.
Índice de hinchamiento y aglomeración: Es un indicador del comportamiento del carbón cuando
se calienta, haciendo referencia a las características de carbonización y de producción de
especies intermedias
("char" o coque). Así un alto índice de hinchamiento sugiere que durante la combustión la
partícula de carbón se expandirá para formar residuos porosos de poco peso, que serán
emitidos con los gases de combustión y podrán contribuir, de esta forma, a unos elevados
niveles de inquemados en las cenizas volantes.
La determinación del índice de hinchamiento consiste en la combustión en unas condiciones
prestablecidas de una muestra de carbón en un recipiente característico, comparándose el
coque residual obtenido con una serie de perfiles de referencia.
Fusibilidad de las cenizas: Medida de la fusión y reblandecimiento de las cenizas del carbón.
Se realiza mediante la observación de la temperatura a la que se producen modificaciones en
la forma de una pirámide triangular de cenizas, de tamaño establecido, que sufre un
calentamiento progresivo en condiciones normalizadas de temperatura y atmósfera (oxidante
o reductora).
Se definen distintas etapas en la transformación morfológica que la muestra experimenta con
el aumento de temperatura, considerándose en
Relación a esto las siguientes temperaturas:
- Temperatura de deformación inicial.
- Temperatura de reblandecimiento.
- Temperatura hemisférica.
- Temperatura de fluidez.
Las características de fusibilidad de las cenizas son importantes en la predicción
de la formación de depósitos en las calderas (estos depósitos se denominan "slagging"
(escoriación) cuando se forman en las paredes del hogar o "fouling" (ensuciamiento)
cuando se originan en sobre calentador y recalentador). Se han puesto a punto un cierto
número de índices empíricos para correlacionar la escoriación y el ensuciamiento de
sobre calentador y recalentador con la composición química.
Viscosidad de las cenizas fundidas: afecta a la velocidad a la cual fluyen por las
paredes los depósitos de éstas, con incidencia sobre el rendimiento de equipos de
extracción como sopladores de paredes y de hollín.
ANALISIS PETROGRAFICO
Como se indicó en el tema anterior, una de las clasificaciones de los carbones es en
función de su tipo (análisis microscópico). Como índice de éste se utiliza la medida de la
reflectancia máxima de los distintos componentes orgánicos en una muestra pulverizada y
pulimentada de carbón, sumergida en un aceite específico para mejora de contraste. Esta
caracterización se basa en la diferente reflectancia de los macerales, mínima para la exinita,
intermedia para la vitrinita y máxima en el caso de la inertinita.
Por otro lado, las propiedades ópticas del carbón varían, al igual que otros parámetros
de éste, en función de la extensión del proceso metamórfico de la carbogénesis. De esta forma,
la reflectancia, que aumenta con el incremento de la aromaticidad y el tamaño de las
estructuras moleculares, puede ser empleada para la determinación no sólo del tipo, sino
también del rango del carbón. En este sentido, se considera la denominada reflectancia de la
vitrinita, parámetro que presenta como gran ventaja el determinar una propiedad característica
del rango sobre un único maceral, con lo cual es aplicable para todo tipo de carbones al objeto
de establecer su rango. La técnica de la reflectancia de la vitrinita ha sido correlacionada con
resultados óptimos con propiedades del carbón tales como contenido en volátiles, ratio H/C,
poder calorífico, índice de hinchamiento y fracciones tras coquizado.
Los constituyentes de los carbones que presentan altas reflectancias son los que tienen una
combustión más difícil. De esta manera, en términos generales, un carbón será más difícil de
quemar si tiene una elevada proporción del maceral inertinita o si su rango es elevado.
RESERVAS DE GAS NATURAL
A diciembre de 2013, el país contabilizo un volumen total de reservas de gas natural de 6.41
TPC de las que el 86% correspondido a reservas probadas equivalente a 5.51% TPC, el 8% a
las reservas probables con 0.51 TPC y el 6 % posibles con 0.39 TPC.
Las reservas probadas se encuentran ubicadas principalmente en la cuenca de los llanos
orientales con un 50% del total, seguidas por la cuenca de la guajira que representan el 31%
el restante 19% están localizadas en las cuencas del Valle inferior del Magdalena, Valle medio,
Valle superior y Catatumbo.
Las reservas probables se ubican en los llanos orientales y el Valle inferior del magdalena con
una participación relativa de 37% y 34% respectivamente. Finalmente el 58% de las reservas
posibles se encuentran en el Valle inferior del magdalena, el 18% en el Valle medio del
magdalena y el 15 % en la cuenca de los llanos orientales.
Los campos de la cuenca de la guajira (chuchupa, Ballena, Riohacha) no contribuyen a la
categoria de reservas probables y posibles. La grafica No 2, representa la distribucion por
cuenca de las distintas categorias de reservas.
En las categorías de probables y posibles se destacan las cuencas de Valle inferior, Valle
medio y llanos como las de mayor representatividad.
En la gráfica 3 se observa el comportamiento de las reservas los últimos años y una proyección
del comportamiento de las mismas, sin considerar nuevos descubrimientos. La estimación fue
realizada a partir de las curvas de producción esperadas, según la información de los
productores a la ANH, donde se señala una disminución importante en las reservas probadas.
Los resultados indican que en los últimos años las reservas totales han disminuido así: en el
año 2012, las reservas probables disminuyeron en un 20% volumen que se incorporó a las
reservas probadas aumentándolas en un 5%, el valor restante correspondieron a reservas
extraídas.
En el año 2013 el volumen total de reservas disminuyo con respecto al anterior en un 4%,3%,
y 48% en reservas probadas, probables y posibles respectivamente, cifras que confirman que
durante el año 2013 en Colombia no ocurrieron descubrimientos de gas natural.
Análisis del gas natural por cromatografía
INTRODUCCIÓN
El gas natural es una parte de la cadena de hidrocarburos, desde el metano a la parte más
pesada del crudo, que se localiza en acumulaciones geológicas. Con diferencia, el principal
uso del gas natural es como combustible; otros son su uso como materia prima química o como
fuente de gases hidrocarburos individuales puros. El gas extraído de un campo de gas natural
se quemará directamente en su estado, pero por lo general es tratado para eliminar o controlar
las trazas de componentes particulares y así cumplir con normativa o controles de calidad. El
sulfuro de hidrógeno es un gas tóxico y corrosivo; por ello el gas natural está sujeto a límites
muy bajos en la especificación del sulfuro de hidrógeno.
El valor de un gas natural individual se relaciona principalmente con la cantidad de energía
térmica que contiene, Unidades Térmicas Británicas (BTU) o Valor calorífico (CV) y algunas
otras propiedades físicas, tales como el contenido de líquido, las características de la quema,
punto de rocío, densidad y compresibilidad. La composición de un gas natural individual varía
dependiendo de su origen y por lo tanto, sus valores pueden variar. Esta nota de aplicación
describe el método GPA 2286- 02 Extendida utilizando el Analizador AC Gas Natural con
columnas micro empaquetadas. Este método es una extensión del GPA 2261-00.
SOLUCIÓN
El analizador AC NGA GPA 2286 está integrado en un Agilent 7890 Series GC optimizado
para el análisis de gas natural GPA 2286. El analizador AC NGA GPA 2286 determina
hidrocarburos de C1 hasta C14+, dióxido de carbono, nitrógeno, oxígeno y sulfuro de
hidrógeno. El analizador AC NGA GPA 2286 cumple con la norma GPA 2286-02 para el
análisis de gas natural e incorpora un alto nivel de automatización. La calibración, informes y
cálculos específicos son realizados con el software GasXLNC.
Figura 1: Diagrama de flujo del analizador AC NGA
ANÁLISIS
El AC NGA GPA 2286 consta de dos canales. Un canal contiene una válvula de muestreo de
gas y cuatro columnas: una pre-columna separadora y tres columnas de análisis. La detección
se realiza por un TCD. El segundo canal utiliza una válvula de muestreo de gases, un inyector
split / splitless, una columna capilar y un FID. Este canal analiza los componentes individuales
de la fracción C6+. La muestra se inyecta en ambos canales al mismo tiempo.
Figura 2: Separación de la columna micro empaquetada en el canal TCD
La pre-columna separa la fracción C6+ de los otros componentes. La fracción C6+ es llevada
por backflush al detector. Mediante el uso de múltiples válvulas y columnas, los otros
componentes se dividen en diferentes fracciones, aún más separados y detectados por el TCD.
El segundo canal divide la muestra utilizando el portal Split y la válvula de muestreo de gases.
La columna capilar separa los componentes C5-C14+. El software GasXLNC integra los
resultados de los análisis de los dos canales utilizando i-pentano y n-pentano como
componentes puente. Las columnas micro empaquetadas se encuentran separadas en una
caja isoterma. Esto permite ejecutar ambos canales simultáneamente, resultando un tiempo
total de ejecución del análisis de menos de 30 minutos.
Figura 3: Separación de la Columna Capilar en el canal
FID
VALIDACIÓN
El sistema y la metodología del analizador AC NGA GPA 2286 se prueban a fondo para
cumplir con el método GPA 2286-02 Extendido. La repetibilidad, linealidad, discriminación,
niveles de detección y separación crítica del H2S/Propano se discutirán a continuación con
más detalle.
REPETIBILIDAD
El área y el tiempo de retención son las dos medidas principales en cromatografía de gases.
La precisión (repetibilidad) obtenida determina la validez de los datos cuantitativos generados.
El tiempo de retención y la precisión del área requieren que todos los parámetros (temperatura,
presión, flujo, inyección) estén controlados para tolerancias exigentes. Para los compuestos
activos, la inercia de la trayectoria de flujo puede afectar dramáticamente a la precisión del
área, especialmente en niveles bajos. La repetibilidad en el área y tiempo de retención para el
AC NGA GPA 2286 se evaluaron con 20 pinchazos (tablas 1 y 2). Se obtuvieron muy buenos
valores de repetibilidad gracias a la excelente estabilidad del Agilent 7890 GC con control
neumático electrónico, control preciso de la temperatura de todas las zonas calentadas, control
estable del volumen de inyección con válvula de muestreo de gases y la inercia de toda la
trayectoria de flujo.
LINEALIDAD
La linealidad del sistema se comprueba utilizando diluciones dinámicas de un gas
representativo de calibración NGA con helio. Se utilizaron 7 niveles del gas NGA diluido para
realizar una inyección por la GSV. Para cada componente se calcula las concentraciones en
cada dilución y se crean diagramas de linealidad (ver ejemplos a continuación). Todas las
líneas de calibración tienen una correlación lineal> 0.999.
Figura 4: Ejemplos de linealidad en canales FID y TCD
DISCRIMINACIÓN
Se utiliza una jeringa con 0,5 μl de una mezcla de hidrocarburo inyectada en el canal frontal,
con relación de división correcta y configuración del programa de temperatura (véase la figura
5 para el cromatograma). Los tiempos de retención y las áreas de los picos se registraron por
el FID. Los factores de respuesta son calculados utilizando las concentraciones exactas de los
componentes. Finalmente los factores de respuesta medidos se comparan con los factores de
respuesta teóricos (Tabla 3). Se puede concluir que todos los factores de respuesta
determinados son comparables con los factores de respuesta teóricos (desviación máxima
0,02).
Figura 5: Comprobación de la discriminación con muestra de referencia
LÍMITE DE DETECCIÓN Y CUANTIFICACIÓN
Los límites de detección y cuantificación de cada componente se calcula usando el
cromatograma de nivel 7 (diluido ≈ x12) de gas NGA. LOD se define como 3 * desviación
estándar del ruido.
Figura 6: Superposición de H2S y Propano en Gas Natural
SEPARACIÓN H2S/PROPANO El H2S eluye justo antes del propano. La resolución se calcula
entre los dos picos, basada en la anchura de pico del tiempo de retención a la mitad de la
altura reportada por la ChemStation. Especificación ≥ 1,5 (separación de la línea base).
CÁLCULOS
El analizador AC NGA GPA 2286 define muchos cálculos para el analista, incluyendo los
cálculos establecidos en las normas ASTM D 2421, D 2598, D 3588, ISO 6976 y GPA 2172.
La Tabla 6 enumera un subconjunto de cálculos estándar que se pueden realizar utilizando el
software Gas XLNC. Para reducir la participación del operador, el software contiene una base
de datos estándar de las constantes de componentes y fórmulas. Con un modo de edición fácil
de usar permite a los usuarios autorizados editar la base de datos. El software GasXLNC
incluye varios formatos de informe estándar. Además, el usuario puede crear fácilmente
informes personalizados.
Figura 7: Gas Natural desconocido, Canal FID
CONCLUSIONES
El analizador AC NGA GPA 2286 es una solución especializada para el análisis
de composición de las corrientes de gas natural. Su rendimiento supera al
método GPA 2286-02 extendido, permitiendo la determinación de valores muy
precisos. El software dedicado GAS XLNC automatiza el análisis y las
funciones de calibración y facilita la sencilla presentación de informes con las
concentraciones de los componentes individuales y una amplia variedad de
propiedades físicas, reduciendo errores y aumentando la productividad del
laboratorio.
Existen múltiples análisis para caracterizar los carbones. Estos análisis se
interpretan, en función de los distintos usos del carbón, desde los puntos de vista
técnico (adaptabilidad a cada utilización particular) y económico (establecimiento
de costes).
Las características del carbón, además de condicionar los costes de adquisición
de éste, determinan los costes de inversión (o de capital) y de operación para las
centrales térmicas, donde este combustible es utilizado para la producción de
electricidad y en algunos casos, vapor.
El petróleo es uno de las mezclas mas complejas que existen en la naturaleza,
por eso existen tantos métodos para su análisis que permiten conocerlo y en un
futuro quizá tener alternativas para conservarlo o reemplazarlo ya que es un
producto no renovable y de alta demanda mundial.
BIBLIOGRAFIA Y CYBERGRAFIA
http://www.gallpe.com/wp-content/uploads/2014/04/56-ANALIZADOR-AC-NGA-
GP-2286.pdf
http://www1.upme.gov.co/sites/default/files/BALANCE_GAS_NATURAL_FINAL.
http://www.upme.gov.co/guia_ambiental/carbon/areas/zonas/indice.htm
http://www.factoria3.com/documentos/CARBON.pdf
J.P Wauquier. (1994). El refino del petroleo; petroleo crudo, productos
petroliferos y esquemas de fabricacion. Paris, Francia: Technip.
