Informe final convenio 161 · 2018. 10. 4. · Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a carbón con base en muestreos

Procesos Fisicoquímicos Aplicados Ingeniería al Servicio de la Sociedad Facultad de Ingeniería Universidad de Antioquia Convenio 161 AMVA - UdeA INFORME FINAL CONVENIO 161 AMVA-UDEA I. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO................................................................................................... 3 II.RESUMEN EJECUTIVO DE LOS RESULTADOS.......................................................................... 3 III. MARCO TEORICO ........................................................................................................................ 4

1. Calderas. ............................................................................................................................... 4 2. Clasificación de las calderas .............................................................................................. 5 3. Sistema de vapor.................................................................................................................. 5 4. Equipos de control de emisiones....................................................................................... 5 5. Carbon................................................................................................................................... 6 6. Factor de emisión............................................................................................................... 10 7. Legislación ambiental........................................................................................................ 12

IV.METODOLOGÍA........................................................................................................................... 14 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. .................................................................................................. 14 2. REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN DE BASES DE DATOS ....................................................... 14 3. VISITAS DE SONDEO A ALGUNAS EMPRESAS DEL ÁREA CON CALDERAS A CARBÓN........................................................................................................................................................ 16 4. SELECCIÓN DE LA MUESTRA OBJETO DE ESTUDIO. ...................................................... 16 5. VISITAS DE PREMUESTREO Y PROGRAMACIÓN DE MUESTREOS A LAS EMPRESAS SELECCIONADAS........................................................................................................................ 17 6. ELABORACIÓN DE MUESTREOS ISOCINÉTICOS .............................................................. 17 6.1. METODOLOGIA EPA ..................................................................................................... 18

6.1.1. EPA Método 1: ........................................................................................................... 18 6.1.2. EPA Método 2: ........................................................................................................... 22 6.1.3. EPA Método 3: ........................................................................................................... 23 6.1.4. EPA Método 4: ........................................................................................................... 23 6.1.5. EPA Método 5: ........................................................................................................... 24 6.1.6. EPA Método 8............................................................................................................. 27

6.2. PROCEDIMIENTO DE MUESTREO ............................................................................... 28 6.2.1. REQUERIMIENTOS MÍNIMOS EN EL MUESTREO DE MATERIAL PARTICULADO Y NEBLINAS ÁCIDAS............................................................................................................... 28 6.2.2. DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS Y CERTIFICACIÓN DE SU RESPECTIVA CALIBRACIÓN .......................................................................................................................... 29 6.2.3. CALIBRACION DE CALDERAS ..................................................................................... 31 6.2.4 SALUD OCUPACIONAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL ................................................. 32

7. ANALISIS GRANULOMETRICO DEL CARBON..................................................................... 32 V. RESULTADOS..................................................................................................................... 33 VI. ANALISIS DE RESULTADOS .................................................................................................... 34 1. Generalidades de análisis de regresión. ................................................................................. 34 2 . Análisis de valores extremos.................................................................................................... 35 3. Análisis exploratorio de datos. .................................................................................................. 35 4. Análisis Descriptivo. ................................................................................................................... 37 5. Análisis de Correlaciones. ......................................................................................................... 39 6.Cartas de control.......................................................................................................................... 44 VII. DIFICULTADES Y OBSERVACIONES ..................................................................................... 47 VIII. CONCLUSIONES ...................................................................................................................... 48 IX. RECOMENDACIONES................................................................................................................ 50 X. BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................ 50

Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a carbón con base en muestreos de campo

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LISTA DE FIGURAS Figura 1: Esquema de una caldera ..................................................................................................... 4 Figura 2: Aparato ciclónico.................................................................................................................. 6 Figura 3: Procesos dados durante la combustión............................................................................... 8 Figura 4: Formación de los compuestos según la distancia sobre la parilla. ..................................... 9 Figura 5: Efecto de la temperatura sobre el equilibrio de la reacción............................................... 10 Figura 6. Distribución de capacidades de calderas a carbón del Valle de Aburrá .......................... 16 Figura 7: Requisitos para ejecución de medición de emisiones al aire desde fuentes fijas ............ 19 Figura 8: Número de puntos de medición para una chimenea o ducto de sección.......................... 20 Figura 9. Sección trasversal de una chimenea circular dividida en 3 áreas iguales, mostrando la localización de 12 puntos de muestreo centrados en cada área...................................................... 21 Figura 10. . Sección trasversal de una chimenea rectangular dividida en 12 áreas iguales, mostrando la localización de los puntos de muestreo centrados en cada área ............................... 22 Figura 11. Tren de muestreo isocinético para determinar material particulado................................ 25 Figura 12. Equipo de muestreo isocinético para determinar material particulado............................ 29 Figura 13: Equipo analizador de gases de combustión .................................................................... 30 Figura 14. Diagramas de caja y sesgo para los factores de emisión según nivel de potencia ........ 36 Figura 15. Diagramas de dispersión de cada uno de los factores de emisión y las variables independientes identificadas. ............................................................................................................ 41 Figura 16 Residuales para CO.......................................................................................................... 43 Figura 17 Residuales para CO2 ........................................................................................................ 43 Figura 18 Residuales para SOX ....................................................................................................... 43 Figura 19 Residuales para NOX ........................................................................................................ 44 Figura 20 Residuales para MP.......................................................................................................... 44 Figura 21: Carta de control para el CO ............................................................................................. 45 Figura 22: Carta de control del CO2 ................................................................................................. 45 Figura 23 Carta de control del NOx ................................................................................................ 46 Figura 24:Carta de control del SOX ................................................................................................... 46 Figura 25: Carta de control para Material particulado..................................................................... 47 LISTA DE TABLAS Tabla 1: Clasificación de las calderas ................................................................................................. 5 Tabla 2: Poder calorífico de algunos carbones colombianos según la región.................................... 7 Tabla 3: Norma de emisión para fuentes de combustión externa a partir de combustibles sólidos. 13 Tabla 4. Base de datos de las empresas del Área Metropolitana que poseen calderas a carbón.. 14 Tabla 5. Ubicación de puntos de medición en chimeneas o conductos de sección circular. ........... 20 Tabla 6. Distribución de puntos de medición para una chimenea o ducto de sección rectangular .. 20 Tabla 7: Valores recomendados para emisiones óxidos de azufre y de nitrógeno .......................... 31 Tabla 8: Valores recomendados para gases de combustión ............................................................ 31 Tabla 9. Normas para realizar análisis próximo del carbón .............................................................. 33 Tabla 10. Resultados generales de los muestreos isocinéticos ...................................................... 33 Tabla 11. Factores de emisión calculados con los resultados obtenidos en los muestreos isocinéticos ........................................................................................................................................ 34 Tabla 12: Medidas descriptivas de los factores de emisión CO, CO2, NOx, SOx y MP, según niveles de potencia ........................................................................................................................................ 37 Tabla 13. Medidas descriptivas de los factores de emisión CO, CO2, NOx, SOx y MP, según procedencia del carbón. .................................................................................................................... 38 Tabla 14: Matriz de correlaciones ..................................................................................................... 40 Tabla 15. Indicadores de los modelos de regresión encontrados para los factores de emisión CO2, SOx y Material Particulado. ............................................................................................................... 42 Tabla 16: Valores de los factores de emisión de carta de control para calderas a carbón. ............ 47


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Fecha: Julio de 2006 I. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Nombre del Proyecto: Desarrollo de la metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a carbón con base en muestreos de campo. Código: Convenio 161 AMVA-UdeA – Período de avance: Décimo mes de actividades (julio 8 a –mayo 31 de 2006) Investigador Principal: Luis Alberto Ríos Nombre de los Coinvestigadores: Gloria Restrepo, Ximena María Vargas R , Elías Gómez y León Darío Bello (asesor) Grupo de Investigación: Procesos Fisicoquímicos Aplicados - Universidad de Antioquia II.RESUMEN EJECUTIVO DE LOS RESULTADOS Se realizó permanentemente revisión bibliográfica sobre el tema, estudiando en particular los factores de emisión existentes en otros países en relación con las calderas en estudio y el tipo de contaminantes a evaluar, así como las metodologías para la determinación de factores de emisión. Se elaboró un diagnóstico de las condiciones de la tecnología local, diseño y operación de las calderas en estudio existentes en la industria, así como de las características de los combustibles empleados. Esto se hizo mediante visitas a las diferentes empresas y teniendo en cuenta la información suministrada por el Área Metropolitana del Valle de Aburrá, adicionalmente se tomaron muestras del carbón utilizado en los muestreos realizados para realizar análisis próximo completo en la Universidad Nacional utilizando normas ASTM. Se recopilaron artículos relacionados con la definición de factores de emisión y se estudiaron diversos trabajos de investigación y tesis sobre el tema. Adicionalmente se actualizó y se amplió la base de datos de las calderas a carbón que posee el AMVA, la cual se analizó con el estadístico y el auditor del convenio y se acordó la población de calderas objeto de estudio. Una vez definida la población, se determinó la muestra y la cantidad mínima de muestreos requeridos. Se realizaron visitas premuestreo para conocer los datos técnicos de la caldera, definir los requerimientos de montaje y acordar las citas para los muestreos. Se seleccionaron 8 empresas para hacer 2 muestreos por caldera, las empresas fueron: Cervunión, Teñidos y Acabados, Calcetería Crystal, Fatelares S.A , Industrias “El Toro”, Colombiana Kimberly, Nubiola Pigmentos e Inversiones S yF . Con los datos obtenidos en los muestreos, se elaboraron hojas de cálculo para corroborar isocinetismo y posteriormente recopilar los resultados, calculando también los factores de emisión del CO, CO2, SOx, NOx y el material particulado. Estos datos se entregaron al estadístico para realizar el análisis respectivo y para la búsqueda de los modelos matemáticos mas adecuados para hallar el factor de emisión. Se encontraron los siguientes modelos: F.E.CO (Kg/ton carbón) = 0.026* Potencia (BHP) F.E.CO2 (ton/ton carbón) = 3.587 *% Azufre – 0.001* % O2

F.E.SOx(Kg/ton carbón) = -0.039* %O2 +11.886* %Azufre

F.E.NOx (Kg/ton carbón) = 0.001* Poder Calorífico (cal/g). F.E.MP (Kg/ton carbón) = 0.244* % Humedad.


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III. MARCO TEORICO

1. Calderas. Las calderas son equipos que se utilizan para generar vapor a partir de una fuente de calor, proveniente generalmente de la energía térmica almacenada por los combustibles fósiles, como carbón, hidrocarburos, gases combustibles, entre otros. Dicho calor, se libera con la reacción de los combustibles con el oxígeno. Las calderas se componen de cinco partes principales: el hogar, el quemador, las zonas de circulación de los gases, las zonas del fluido térmico (agua) y la chimenea. En la zona de recirculación de gases se realiza la transmisión de calor al agua; de acuerdo al tipo de caldera, la circulación de los gases se realiza por dentro o por fuera de los tubos. El hogar esta constituido por dos elementos: la cámara de combustión (donde se libera el calor por la reacción de combustión) y el cenicero (donde se recogen los residuos de la combustión), el flujo de calor, que se origina al quemar el combustible, se transfiere mediante tres mecanismos: radiación, convección, y conducción. La radiación es la transferencia de calor directa en forma de energía radiante, procedente de la incandescencia del combustible o de las llamas a los tubos y al cuerpo de la caldera. La convección es la transferencia de calor entre una superficie sólida y un fluido adyacente que está en movimiento, puede ser libre o forzada, la primera se debe a la diferencia de densidades provenientes del diferencial de temperatura, la segunda es causada por una fuerza mecánica. La conducción es la transferencia de calor de un cuerpo a otro cuando se encuentran en contacto físico. La transferencia de calor en el interior de la caldera se ve afectada por la temperatura de la llama y los productos de combustión, por la acumulación de escorias, cenizas volantes u hollín en las superficies en contacto con el fuego, por la conductibilidad del metal, por la acumulación de incrustaciones o sedimentos en las superficies en contacto con el agua, por la turbulencia y movimiento del vapor y del agua. Por cada 50ºF (10ºC) de incremento en la temperatura de los gases evacuados por la chimenea, la eficiencia de la caldera disminuye un 1%. Generalmente la capacidad de una caldera se expresa en términos de Boiler Horsepower (BHP) para calderas de tamaños medios y las calderas relativamente grandes indican su capacidad de producción en lb/h de vapor o en Kg/h de vapor (1 BHP = 33465 BTU/h). El quemador es el componente que se encarga de manejar la combustión. Para el carbón hay tres tipos de quemadores fundamentales: Parrilla, pulverización y lecho fluidizado.

Figura 1: Esquema de una caldera


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2. Clasificación de las calderas De acuerdo a la circulación del agua, por fuera o por dentro de los tubos, las calderas se clasifican en pirotubulares y acuotubulares:

Tabla 1: Clasificación de las calderas

Caldera Pirotubular De cámara

trasera seca y húmeda

De parilla viajante interna

De parrilla viajante externa

El gas caliente de la combustión circula a través del

interior de los tubos sumergidos en el agua.

Usualmente de menos de 1000 BHP. Almacenan gran

volumen de agua, partiendo de un arranque frío, es mayor que

el requerido en una caldera acuatubular.

Seca Material

refractario en la parte trasera del

hogar. Para combustibles

líquidos y gaseosos. Húmeda

Enfriadas por agua, para evitar recalentamientos.

Poseen parrilla viajera que permite

el avance del carbón.

Permite quemar a

diferencia del carbón, otros combustibles, como madera aceite, o gas

natural.

Caldera Acuatubular De tubos rectos De tubos curvados

El agua y el vapor circulan por el interior de los tubos,

trasladándose por el exterior los gases calientes de la

combustión. Para presiones superiores a 300 Psig y altas

capacidades.

Adaptables a diferentes combustibles como: carbón, gas, aceites

combustibles, bagazo o leña. Para facilitar la

circulación de los gases, los tubos deben de tener

una inclinación de 5º a 10º.

Mayor economía en fabricación y operación que la de tubos rectos, mayor capacidad d evaporación, entrega de mayor vapor

seco.

3. Sistema de vapor

El vapor es un recurso energético secundario, apto para transportar energía y transferirla en varios procesos simultáneamente, de una manera eficiente. El objetivo final en los sistemas de generación de vapor es el aprovechamiento óptimo de un recurso primario como los combustibles en procesos industriales y en la generación de energía eléctrica.

4. Equipos de control de emisiones Ciclones. Son los equipos más empleados dentro de las operaciones de separación de partículas sólidas de una corriente gaseosa. Se destaca en estos equipos que hacen uso de las fuerzas centrifugas en vez de gravitatorias, la velocidad de sedimentación de las partículas se incrementa en gran medida haciéndose más efectiva la separación. Un separador ciclónico esta compuesto básicamente por un cilindro vertical con un fondo cónico, dotado de una entrada tangencial normalmente rectangular. Las partículas de polvo, debido a su inercia, tienden a moverse hacia la periferia del equipo alejándose de la entrada del gas y recogiéndose en un colector situado en la base cónica.


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Figura 2: Aparato ciclónico.

5. CARBON El carbón es un combustible orgánico no homogéneo, el cual se originó a partir de los restos en descomposición de materia vegetal. Es el combustible fósil más utilizado en la generación de vapor, por su amplia disponibilidad y bajo costo. Provee más de un cuarto de las necesidades energéticas del mundo, y sus reservas exceden a las reservas disponibles de gas y petróleo. El carbón varía ampliamente en su composición debido a los factores que intervienen en el proceso de carbonificación. • Formación El precursor del carbón fue la turba, formada mediante la acción bacteriana y química sobre los desechos de las plantas. Las acciones subsiguientes del calor, la presión y otros fenómenos físicos transformaron la turba en las diversas clases de carbón que se conocen en la actualidad. • Clasificación La clasificación del carbón se realiza con base a algunas propiedades, tales como: composición, capacidad calorífica, la estructura, o a criterios físicos como el tamaño, la apariencia y la reacción durante su uso cuando se expone a condiciones específicas. La más común de estas clasificaciones es la establecida por la American Society of Testing Materials (ASTM), la cual se basa en el contenido de carbono fijo y el poder calorífico, calculado para una base libre de material mineral. Dentro de los tipos de carbones se pueden diferenciar los carbones térmicos y metalúrgicos. Los primeros se usan para generar calor en procesos industriales, y se clasifican comercialmente por su poder calorífico, cantidad de carbono, ceniza, humedad y azufre, los segundos se usan para la reducción de materiales en procesos metalúrgicos y se clasifican comercialmente por su capacidad aglomerante, su contenido de material volátil, ceniza y azufre. • Análisis Con el análisis se evalúan características físicas, químicas y petrográficas del carbón, generalmente se utilizan dos tipos de análisis para el carbón, el análisis próximo y el análisis último, ambos expresados en porcentaje en peso. Análisis próximo El análisis próximo identifica el grado de carbonificación, dando información durante el calentamiento, es decir, cuanto del carbón permanece fijo y cuanto se transforma en materiales volátiles. Además se reportan datos de humedad, contenido de cenizas y poder calorífico.


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Humedad: Puede ser total, superficial, residual y de equilibrio. La superficial se pierde cuando el carbón se seca al aire, la residual es la contenida por un carbón seco a la atmósfera del laboratorio y se pierde a 106ºC; la humedad de equilibrio es la cantidad de humedad que un carbón puede retener a 30ºC y una humedad relativa entre 96 y 97%. La humedad total es la suma de la residual y la superficial.

Material volátil: Esta es la porción que se separa como gas cuando el carbón es calentado, compuesta por

hidrocarburos y otros gases resultantes de la descomposición y la destilación.

Cenizas: Es el material mineral no combustible, cuya proporción depende del tipo de explotación del carbón en la mina.

Carbón fijo: El carbón fijo de un carbón se incrementa con el rango, es la parte de la muestra que no es volátil

y que se oxida en estado sólido exento de volátiles, se encuentra en el residuo de coque o char, luego de determinada la materia volátil; si a este residuo se le quitan las cenizas se obtiene el carbón fijo, por diferencia, una vez conocidas la humedad, las cenizas y el material volátil.

Poder calorífico: El poder calorífico del carbón es la energía total liberada durante el proceso de la

combustión, partiendo de reactivos (carbón + aire) en condiciones de 298K y 1 atmósfera de presión, utilizando relaciones estequiométricas de los reactivos.

Tabla 2: Poder calorífico de algunos carbones colombianos según la región

REGIÓN Poder Calorífico

Superior Kcal/Kg Poder Calorífico Superior BTU/Lb

Antioquia y Antiguo Caldas 6061 10910 Valle del Cauca, sector Yumbo-Suárez 5369 5369 Boyacá, área Sogamoso-Jericó 6889 12401 Cundinamarca, proyecto Termoyumbo IV 7330 13194 Cesar, área La Jagua 6981 12566 Cerrejón, Zona Central 6778 12200 Córdoba, La Escondida-San Jorge 4544 8180 Norte de Santander, Fm. Carbonera. 6646 11963

*Fuente: ECOCARBÓN • Manejo y Transporte del Carbón. Muchos carbones son cuidadosamente preparados y tamizados para cumplir con los requerimientos de utilización específica. Con el objetivo de realizar la total valoración técnica y económica del carbón, se debería hacer el máximo esfuerzo para garantizar que tales propiedades sean protegidas. En la práctica es virtualmente imposible debido a que el carbón tiene que ser transportado por diferentes medios de un lugar a otro, y antes de su uso es frecuente almacenarlo en pilas por varios períodos de tiempo. Dependiendo de la localización geográfica, el carbón puede estar sometido a altas y bajas temperaturas ambientales, al igual que a grandes fluctuaciones en la humedad relativa. • Consideraciones sobre el almacenamiento de carbones La exposición del carbón a condiciones atmosféricas prevalecientes (humedad y temperatura) puede causar un deterioro en su calidad y una reducción en su valor económico. Este proceso está influenciado por la tasa y grado de reducción de tamaño de partícula. Este y otros procesos pueden llegar a cambiar el contenido de humedad, para producir varios efectos por la oxidación del carbón y el desarrollo de la combustión espontánea (un gran problema debido a que origina cambios en las propiedades físicas y químicas de las pilas de carbón) Algunas sugerencias para minimizar el riesgo de oxidación espontánea del carbón almacenado en pilas son: Nivelar, afirmar y drenar el terreno donde descansan las pilas de carbón, transportar el carbón lo menos posible, disminuir la altura de las pilas para disminuir el peligro de combustión facilitando la disipación del calor, almacenar bajo agua carbones de baja temperatura de inflamación, evitar los silos cerrados, ubicar la cara de la pila que enfrenta el viento apisonada para evitar focos de autocombustión, para carbones de distinta procedencia se deben apilar por separado, evitando el almacenamiento de finos de carbones de bajo rango por más de 4 semanas,


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nunca exponer el carbón a la radiación calorífica prolongada, como por ejemplo al lado de una caldera u horno. • Proceso de Combustión En la siguiente gráfica se muestran los productos de la combustión propiamente dicha, aquellos que proceden de la oxidación de materiales que contienen C, H, S, en función de la temperatura. La primera etapa de temperatura corresponde ala eliminación del agua y al comienzo de la fase de volatilización. Es a partir de este momento donde arrancan, con propiedad, las reacciones de combustión. Las flechas indican el rango de temperaturas mínima y máxima en las que suele iniciarse y concluirse el proceso. La zona fundamental, que abarca de los 300 a los 1000ºC corresponde a la oxidación de la materia orgánica con la consiguiente formación de SOx y CO2. A mayor temperatura, y en función de la naturaleza reductora del medio toman fuerza las reacciones de gasificación, el equilibrio se desplaza y se forman CO y SOx. A medida que prosigue la temperatura se inicia la formación de NOx de origen térmico, esto es a partir del nitrógeno del aire, cuanto mayor sea la temperatura tanto mayor será la fase vítrea de escoria formada y más peligro existirá de volatilización de metales.

Figura 3: Procesos dados durante la combustión

• Combustión de carbones La combustión es el cambio químico de ciertos elementos de un combustible con el oxígeno del aire, controlada de tal manera que se genera energía térmica útil. Los principales elementos constituyentes del combustible son carbono elemental (C), hidrógeno (H), agua (H2O), cenizas (Cz) y otros compuestos. Las tres condiciones indispensables para una buena combustión son: 1. Aire suficiente para la mezcla. 2. Mezcla rica aire-combustible. La relación está en proporción directa. Para cada Kg de carbón se requiere cierta

cantidad de Kg de aire. 3. Alta temperatura en el horno u hogar. • Comportamiento del carbón durante el calentamiento Un aumento de la temperatura genera transformaciones químicas y físicas del carbón: las químicas producen gases, vapores condensables y un residuo sólido compuesto casi únicamente de carbono, estos procesos dependen de la velocidad con la cual se calientan las partículas y de la temperatura. Las propiedades físicas producen efectos en su grado de plasticidad; las partículas forman una masa esférica compacta la cual se hincha y se resolidifica denominada coque o char. • Descripción cualitativa del proceso de combustión de carbones El carbón con granulometría pequeña, finos hasta 5 mm, se oxida como partículas independientes, suspendidas en


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aire en los quemadores de lecho fluidizado, en ellos, las partículas pasan por diversas etapas: Precalentamiento. Secado. Poscalentamiento. Pirólisis o gasificación. Combustión del coque o char y de los gases de pirólisis.

Estas etapas se dan a altas velocidades, lo que asegura una alta transferencia de masa y energía y por lo tanto una combustión casi completa. • Reacciones de combustión y requerimIentos de aire. Las reacciones globales de la combustión de carbones son:

( ) ( )

( ) ( ) ( )ggs

ggg

ggs

SOOS

OHOH

COOC

22

22)(2

)(2)(2)(

21

⎯→⎯+

⎯→⎯+

⎯→⎯+

El aire requerido es para suplir la cantidad de primario y secundario. El aire primario es el que se introduce a la parrilla. La composición de los gases, depende de la profundidad de la parrilla, si el grueso del lecho (aprox. 10-15 cm.), es importante se forma más CO. Pero con la inyección de aire se llega al equilibrio:

2221 COOCO ⎯→⎯+

Y se volverá a formar CO a expensas del CO2, o sea la inyección de aire primario tiene su límite y el CO estará de acuerdo con la ecuación anterior.

Figura 4: Formación de los compuestos según la distancia sobre la parilla. Admitido que en la cámara de combustión existirá siempre gran presencia de CO, de hecho la velocidad de formación de CO es máxima en el punto de mayor concentración de CO2, de acuerdo con el equilibrio:

COCCO 22 ⎯→⎯+

Gráficamente se puede apreciar la influencia de la temperatura sobre el equilibrio de la reacción:


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Figura 5: Efecto de la temperatura sobre el equilibrio de la reacción. Así pues la combustión debe completarse por encima del lecho por la adición de aire secundario, en la llamada cámara de oxidación, el aire secundario también se emplea para oxidar el H2 y el CO productos de la descomposición del vapor de agua con el carbono. El oxígeno mínimo requerido para llevar a cabo las reacciones anteriores, representa el oxígeno estequiométrico o teórico, el cual se usa para calcular la cantidad de aire mínima necesaria y la relación aire-combustible teórica, sin embargo normalmente se usa un exceso de aire entre 15 y 25% para la quema de carbón pulverizado, entre un 20 y 30% para la quema en parrilla móvil (partículas < 2.5 cm.) y entre 30 y 45% para la combustión de carbón en parilla fija (partículas > 2.5 cm.). Empíricamente, una aproximación para obtener el aire teórico a nivel del mar, es aplicando la norma de que para cada 100 BTU de poder calorífico de cualquier combustible, es necesario 1 ft3 de aire.

6. Factor de emisión. Los factores de emisión se definen como la cantidad de un determinado contaminante emitido por unidad de masa de combustible quemado o por tarea especifica desempeñada.

Un Factor de Emisión es un valor representativo que relaciona la emisión del contaminante con la actividad contaminadora. Los factores usualmente son expresados como el peso del contaminante dividido por unidades de peso ó volumen de materia prima ó producto, también se utilizan otros como la relación entre el contaminante emitido por la distancia o duración de la actividad contaminadora. Tales factores facilitan la estimación de emisiones de varios contaminantes atmosféricos.

Los Factores de Emisión (FE) permiten la realización de inventarios de fuentes como parte de un estudio de contaminación del aire en una zona específica, además sirve para la obtención de densidades de emisión lo cual contribuye al señalamiento de zonas criticas y de manejo especial; también son usados en modelos de dispersión para la estimación de la emisión de diversas fuentes, en análisis ambientales y en el desarrollo de estrategias de control de emisión. Los factores se calculan mediante la aplicación de la siguiente ecuación

E = A x FE x (1-ER/100) Donde: E: Emisión de contaminante en las unidades de FE A: Medición de la actividad de contaminante FE: Factor de emisión (cantidad del contaminante/unidad de actividad) ER: Porcentaje de reducción de las emisiones por los sistemas de control Los factores no son aplicables en la evaluación del cumplimiento de la normatividad ambiental referente a emisiones atmosféricas, ya que al tratarse de un promedio, de la emisión real de un contaminante, en un momento determinado, puede estar por debajo o por encima de la emisión hallada con el factor, sin embargo, debido a la dificultad o imposibilidad de realizar muestreos en todas las fuentes fijas, los factores de emisión son en muchas ocasiones el mejor o el único método disponible para la estimación de emisiones, sin importar la incertidumbre que proporcionen.

Categoría de los factores de emisión.


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Según la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (US-EPA), Los factores de emisión están dados por categorías que van desde la A hasta la E, donde A es el factor de mejor categoría. Esta categoría es estimada según la veracidad de los experimentos usados para desarrollar el factor y en la cantidad y las características representativas de estos datos. En general un factor se basa en muchos estudios o con procedimientos de métodos ampliamente aceptados, asignándosele la clasificación jerárquica más alta. Inversamente, cuando un factor se basa en un solo estudio de una calidad cuestionable, o en una extrapolación de otro factor tendrá una clasificación jerárquica más baja.

Puesto que las categorías son subjetivas y solamente, consideran inherentemente la relación de la dispersión entre los datos calculados de los factores, las categorías solo deben verse como aproximaciones. Las categorías de los factores de emisión de la AP-42, no involucran límites estadísticos de error o intervalos de confianza sobre cada factor de emisión. Principalmente una categoría debe ser considerada como un indicador de la exactitud y precisión de un factor dado, usado para estimar emisiones de una gran cantidad de fuentes. Este indicador es más que todo una consideración del juicio profesional de los autores y revisores del AP-42, acerca de la confiabilidad de cualquier estimación derivada de estos factores.

Ya que los factores de emisión pueden estar basados en monitoreos en la fuente, modelos, balances de masa u otras informaciones, las categorías de los factores de emisión pueden variar bastante. Algunos factores han sido sometidos a procesos más rigurosos de aseguramiento de calidad que otros. Hay dos pasos para determinar la categoría de un factor. El primer paso es una apreciación de la calidad de los datos que es la fiabilidad de los datos básicos de emisión que se usaron para desarrollar el factor. El segundo paso es una apreciación de la habilidad del factor de permanecer como un factor de emisión promedio anual nacional para cada actividad. La calidad de los datos es clasificada de la A hasta la D y las categorías son asignadas así: A = Las pruebas son realizadas con una metodología legitima y son reportadas con suficiente detalle para una validación adecuada. B= Las pruebas son realizadas con una metodología generalmente legítima pero sin el suficiente detalle para una validación adecuada. C= Las pruebas se basan en una metodología nueva o no comprobada o carece significativamente de la comprobación de base. D= Las pruebas se basan en un método inaceptable, pero que podría proporcionar un valor de orden de magnitud para la fuente. Las categorías de calidad de datos de la AP-42 ayudan a identificar buenos datos, aún si, no es posible extraer un factor representativo de una fuente típica en la categoría de esos datos. Por ejemplo los datos de una prueba dada podrían ser suficientemente buenos para una categoría de calidad “A”, pero la prueba puede ser para un único material de alimentación o las especificaciones de producción podrían ser más o menos rigurosas a las de una planta típica.

La categorías de los factores de emisión de la AP-42 son una evaluación global de que tan bueno es un factor, basado tanto en la calidad de prueba o en las informaciones que sirvieron de fuente para el calculo del factor como también en que tanto bien este factor representa a la fuente de emisión. Las categorías más altas son para factores basados en muchas observaciones imparciales, o procedimientos de pruebas aceptados ampliamente. Por ejemplo: A diez o más fuentes tomadas en diferentes plantas seleccionadas al azar, probablemente se les asignaría un categoría "A" si todas las pruebas son desarrolladas usando un método de medición de referencia único y valido. Igualmente, a una observación única basada en métodos de prueba cuestionables se le asigna una "E", y a un factor extrapolado de factores de más alta categoría, para los procesos similares le sería asignado una "D" o una "E."

La categoría de calidad de un factor de emisión AP-42 se asigna así:


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A: Excelente. El factor es desarrolla a partir de datos de prueba de fuentes clasificados como A y B, tomadas de muchas plantas escogidas al azar de una la población industrial. La categoría de la población de fuentes es lo suficientemente específica para minimizar variabilidad. B: Por encima del promedio. El factor se desarrolla a partir de datos de prueba clasificados como A o B tomados de un número razonable de plantas. Aunque no hay un sesgo especifico evidentemente, no es claro que las plantas probadas representen una muestra al azar de la industria. Así como una Categoría A, la categoría de la población de las fuentes es suficientemente específico para minimizar variabilidad. C: Promedio. El factor es desarrollado a partir de datos de prueba clasificados como A, B y/o C, tomado de un número razonable de pruebas. Aunque no hay un sesgo especifico evidentemente, no es claro que las plantas probadas representen una muestra al azar de la industria. Así como una Categoría A, la categoría de la población de las fuentes es suficientemente específico para minimizar variabilidad. D: Por debajo del promedio. El factor es desarrollado a partir de datos de prueba clasificados como A, B y/o C tomados de un pequeño numero de plantas y puede haber razones para sospechar que estas plantas no representan una muestra al azar de la industria. Puede haber también evidencia de variabilidad dentro de la población fuente.

E: Pobre. El factor se desarrolla a partir de datos de prueba clasificados como C y D, y puede haber razones para sospechar que las plantas probadas no representan una muestra al azar de la industria. Puede haber también evidencia de variabilidad dentro de la población de fuentes de la misma categoría.

7. Legislación ambiental. A continuación se enuncia el listado de normas aplicadas durante el desarrollo de este proyecto:

Normas de emisión para fuentes fijas

DECRETO 02 DE 1982

Tal como se mencionó en la metodología, el estudio se efectuó cumpliendo los requerimientos y de acuerdo a lo exigido por la normatividad Colombiana Decreto 02 de 1982 del Ministerio de Salud y aplicando los Métodos de la Agencia de Protección Ambiental de los EEUU, E.P.A. adicionalmente, se incluyen otras normas aplicadas para los cálculos de los factores de emisión.

Norma de emisión De acuerdo con los artículos 48, 49, 51 y 52 del capitulo IV, Las calderas que trabajen con base a carbón no podrán emitir al aire ambiente, partículas en cantidades superiores al valor (a condiciones de referencia 760 mm Hg y 25°C) interpolado por la siguiente ecuación definida para zona Urbana: E= 2,0 P ≤ 10 Donde: E: Máxima emisión permisible de partículas, expresadas en kilos por millones de kilocalorías. P: Calor liberado por el combustible utilizado, en millones de kilocalorías.

Según el articulo 42 Para alturas diferentes a las del nivel del mar la emisión permisible de partículas de debe corregir por el factor K según del decreto 02 del 1982, de acuerdo con la siguiente ecuación. K = (pbh/760) + 0,04*H En donde: K = Factor de modificación por altitud pbh = Presión barométrica del lugar, en mm Hg H = altura sobre el nivel del mar, en miles de metros.


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Neblinas Acidas De acuerdo con el artículo 79 “Las calderas hornos o equipos a base de combustibles sólidos o líquidos que originen o produzcan dióxido de Azufre (SO2) no podrán emitir al aire ambiente los gases provenientes de su combustión por una chimenea con una altura inferior a 15 metros” para carbones con contenido de azufre menor de 1.4% y menos de 10 millones de Kcal/hora de calor liberado. RESOLUCIÓN 391 DE 2001 DEL DAMA Artículo 12. Norma de emisión para fuentes de combustión externa a partir de combustibles sólidos. La norma de emisión para fuentes de combustión externa a partir de leña, turbas, lignitos, hullas, antracita, carbón mineral, coque, carbón vegetal, asfalto y brea, al interior del perímetro urbano del D.C., son las siguientes:

Tabla 3: Norma de emisión para fuentes de combustión externa a partir de combustibles sólidos.

CONCENTRACION mg/m3

CONTAMINANTE CAPACIDAD

BHP 2001 2005 2008 2011

MATERIAL PARTICULADO (PST) TODAS 300 200 150 100

MONÓXIDO DE CARBONO (CO) TODAS 300 280 260 250

ÓXIDOS DE NITROGENO (NO2) TODAS 400 350 300 250

ÓXIDOS DE AZUFRE (SO2) TODAS 600 500 450 400

METALES PESADOS TODAS 0.8 0.7 0.6 0.5

HCl TODAS 300 270 240 200

HF TODAS 30 25 20 15

PARÁGRAFO 1. A partir del 1° de enero del 2001, no se podrán utilizar combustibles con contenidos de azufre mayor al 1.7 % en peso, dentro del perímetro urbano de la cuidad, como combustibles en calderas u hornos de establecimientos de carácter comercial, industrial o de servicio. DECRETO 948 DE 1995 DEL MINISTERIO DEL MEDIO AMBIENTE Artículo 110: Verificación del cumplimiento de normas de emisión en procesos industriales. Para la verificación del cumplimiento de las normas de emisión por una fuente fija industrial, se harán las mediciones de las descargas que ésta realice en su operación normal mediante alguno de los siguientes procedimientos:

Medición directa, por muestreo isocinético en la chimenea o ducto de salida: es el procedimiento consistente en la toma directa de la muestra de los contaminantes emitidos a través de un ducto, chimenea, u otro dispositivo de descarga, en el que el equipo de muestreo simula o mantiene las mismas condiciones de flujo de salida de los gases de escape.

Balance de masas: es el método de estimación de la emisión de contaminantes al aire, en un proceso de combustión o de producción, mediante el balance estequiométrico de los elementos, sustancias o materias primas que reaccionan, se combinan o se transforman químicamente dentro del proceso, y que da como resultado unos productos de reacción. Con el empleo de este procedimiento, la fuente de contaminación no necesariamente tiene que contar con un ducto o chimenea de descarga; y

Factores emisión: es el método de cálculo para estimar la emisión de contaminantes al aire en un proceso


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específico, sobre la base de un registro histórico acumulado, de mediciones directas, balances de masas y estudios de ingeniería, reconocido internacionalmente por las autoridades ambientales.

Para el caso particular, se calcularon los factores de emision , con base en mediciones directas, con el fin de aplicar en un futuro el método de los factores de emisión para la empresas pertenecientes al Valle de Aburra.

IV.METODOLOGÍA 1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. Inicialmente se inició una búsqueda bibliográfica de documentos sobre factores de emisión de acuerdo con la metodología EPA, los documentos se buscaron en Internet y en revistas especializadas con el fin de tener un panorama más amplio en cuanto a los trabajos realizados sobre factores de emisión. Adicionalmente se revisaron las tesis sobre factores de emisión de las ingenieras Gloria Ramírez del Área Metropolitana y Olga Duque de la Universidad Pontificia Bolivariana, donde se revisó la metodología llevada a cabo para este tipo de trabajos de investigación. 2. REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN DE BASES DE DATOS De parte de la Ingeniera Gloria Ramírez, del grupo de aire del Área Metropolitana, se recibió una base de datos proveniente de dicha entidad, donde se listaban las empresas que poseían equipos de combustión, no se tenía ninguna discriminación en cuanto al tipo de equipo y al combustible utilizado, por lo que se inició un trabajo de depuración de la información teniendo en cuenta que los estudios de factores de emisión correspondiente a los convenios con el Área Metropolitana se limitaban a calderas a carbón. Esta base de datos se depuró y posteriormente se hicieron llamadas a cada una de las empresas para verificar la información, la cual en algunos casos ya era totalmente diferente a la que se tenía en la base inicial del Área Metropolitana. Adicionalmente, para mejorar este proceso de depuración se enviaron faxes a los proveedores de carbón y a los fabricantes de calderas que utilizan este tipo de combustible, con el fin de obtener información de sus clientes y así recopilar mayor cantidad de calderas. Producto de esta gestión, la empresa JCT, envió un listado de sus clientes desde 1984 y con esta información se completó la base de datos de calderas a carbón. Se decidió realizar también algunas visitas de sondeo a empresas que tuvieran calderas a carbón con las características requeridas para los estudios, con el fin de verificar no solo la información recibida por parte de las personas encargadas, sino también la actitud de los empresarios frente a los proyectos que se llevarían a cabo entre la Universidad y el Área Metropolitana del Valle de Aburrá. Después de la depuración y la verificación telefónica de los datos se obtuvieron los siguientes resultados: Tabla 4. Base de datos de las empresas del Área Metropolitana que poseen calderas a carbón


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Base de datos de las empresas del AMVA que poseen calderas a carbónNombre de la empresa Dirección Municipio Persona de

contactoTeléfonos Equipo

(BHP)Producción

vapor (ton/hr)Consumo

carbón (kg/hr)Tipo de

alimentaciónEquipo de

controlPosee

plataformaAbracol Autopista Norte Km 20 Medellin Carlos Duque 2895150 100 Manual No NoArcotex Cl. 79 # 52D-40 Itagui Javier Muñoz 2812995 60 600 Kg/día Manual No NoArtextil Cl. 72 # 42 - 26 Itagui Dora Correa 2812790 300 120 psi 30 ton/sem 24hoAutomática No NoAsfrio Calle 21E #. 42 - 101 Bello Carlos Rios 4613704 80 Manual NoBioesencial Colombia Calle 31 # 6-24 Itagui Luis Carlos Echeverri 3020194 50 200Kg/8 h 22 Manual Si-ciclon NoBocadillos El Caribe Cra 52 # 7sur-73 Medellín Sergio Eusse 2850177 70 Manual Si (verificar)C.I. Wash S.A. Cra 53 # 77 Sur-120 La Estrella Adriana Gonzales 3011933 1000 532 Automática Si SiCalcetines Crystal Cra49 # 52s-170 Itagui Juan Carlos Cardona 3788333 400-400-150 SemiautomáticaSi SiCalcetines Crystal Cra49 # 52s-171 Itagui Juan Carlos Cardona 3788333 300-300 SemiautomáticaSi SiCervecería Unión S.A. Cra 50 A # 38-39 Itagui Ana María Cadavid 3722400 1000 Automática Si SiCipa SA Cra 49A # 23-45 Bello John Jairo Naranjo 4650020 100 1200 kg/d Automática Si-ciclon SiColombiana Kimberly S.A.

Vereda Canaan Barbosa Juan Fernando Alonso

4547600 900 Automática-elevador

Multiciclón Si

Colorquimica Cl. 77S # 53-51 La Estrella Faber Garcia 3021717 150 5170 310 SemiautomaticaCiclón NoColor Wash Calle 32 41-114 Itagui Hector Londoño 3772255 200 110 psi 250 Automática Ciclón SiColresín Cra 42 # 53-26 Itagüi Gonzalo Restrepo 3736869 150 Manual Multiciclón SiColtejer Cra 42 # 54A-161 Itagui Humberto Suarez 3757500 3 de 90 mil lb/hr Automática Multiciclón SiCompañía de Empaques S.A.

Cra 42 # 86 - 25 Itagüí Alvaro Peláez 3658888 100 Manual Multiciclón No

Creaciones Monteblanco Cra. 55 # 27A-20 Medellín Jack Manevich 3511466 50 85 psi 11 ton/mes Manual Ciclón NoCurtimbres Itaguí Cra 53A # 50-89 Itagüí Ivan Parra Restrepo 3720666 300 10000 lb/h Manual Multiciclón SiCurtimbres Copacabana y Cataluña S.A.

Cl 46 # 78 - 335 Copacabana Oscar Cardona 4810300 500 294 Semiautomática

Ciclón Si

Despercol S.A. Cl 50 #40-17 L-169 Itaguí Andrés Marín 3720644 150 Manual Ciclón NoDulces Flower (Derivados del Coco)

Cl. 54 #46-88 Medellín Hernando Espinosa Flores

3723912 60 700 Kg/día. 14 horas

Manual Ciclón Si

Fabricato Cl. 44 #49-03 Bello Ing. Maria Teresa Salazar

4542424 30 y 50 mil lb/hr

Automaticas Multiciclón Si

Fabricato Cl. 44 #49-03 Bello Ing. Maria Teresa Salazar

4542424 80 y 100 mil lb/hr

Automaticas Multiciclón Si

Facarda S.A. Cr. 45 # 66A-14 Itagui Oscar García 3726060 150 Automática Si NoFatelares Cl 60 # 56 - 77 Medellín Ing. Rodrigo Giraldo 2513266 300 Automática Multiciclón NoFinca S.A. Cl. 36 # 56-76 Itagüí Francisco Javier Zapa 3787790 300 Automática Si-ciclon SiFrigopor ltda. Cl 72 # 67 - 26 Medellín Sr. Norberto Casas 4375217 80 Automática Ciclón SiGrulla

Cl 37 Sur # 45A - 51Sabaneta Hernán Guantiva 3312222 100 (vertical) 83

Manual Si SiIndugevi S.A. Cl 57 Sur # 43A – 174 Sabaneta Jorge A.Villegas 2885633 300 10000 lb/h 800-900 Kg/h Automatica Multiciclón SiIndustrias El Toro Cr 55 # 49-18 Medellín Javier Giraldo 5132500 200-300 Automaticas Ciclón SiInd. Alimenticias Castilla

Trans 78 #65-18 MedellínHéctor Duque 4414545 100 Manual Si

(verificar)No

Intertex S.A. Cl 8 Sur # 50FF-85 Medellín Wilson Avendaño 3615909/10 100-200 Manual No No-escaleraInversiones El Cid Calle 14 #52A-134 Medellín Ing Fernando Botero 2859191 150 70 ton/mes Manual Ciclon SiInversiones S y F (Lavandería Suprema) Calle 28 #44-53 Medellín Victor Hugo Fernández

26188001000-400 Automática Si-Si Si-Si

Invatam Calle 50 # 34-34 Copacabana Hernán Arango 2744595 60 18 ton/mes Automática No SiInvatex Cl 53 # 73-125 Medellín 2646633 300 y 80 125-83,3 Automática No SiKromia Cl. 25 # 41-185 Itaguí Carlos Alarcon 3741818 50 1600 lb/h 50 Kg/12 h Manual No NoLaundry Cr. 42 # 54A-115 Itaguí Juan Fernando Aristiza3725858 600 13000 lb/h SemiautomaticaCiclón SiLavacolor Cl. 80 # 65-131 Medellín Iván Franco 4426060 200 y 400 Automática-AutCiclón-CiclóSi-SiLintex Cra. 51 #12Sur-164 Medellín Alejandro 2854597 150 Automática-

tornillo sin finSi

Nubiola Colombia Pigmentos S.A.

Cl. 7 # 23C-10 Girardota Andrés Mauricio Osorio

4444646 ext 133

3x600 Automática Si Si

Ospina Grasas y Pieles Cl 46 #78-523 Copacabana Edgar Zapata 4810340-4815988

150 Automática Multiciclón Si

Papelsa Vereda dos Quebradas Barbosa Juan Carlos Ortíz 4057000/32 1200 Fuel-oil-carbón Automática Ciclones Si

Pelco Cl 27 #41-163 Itaguí Juan Vasco 3762525 250-350 Manual Si (verificar)SiPostelectras Dishierros Calle 59 # 44 – 80 Copacabana Clara Upegui 2747474 60 Manual No NoProductos Familia Aut. Sur Cr 50 # 85-117 Medellín Sr. Jorge Alberto 3609500 Grande 750 psi-12302ft2 Automática Si Si

Proincol Ltda. Cra. 51 # 14 - 110 2652077 50 Manual No SiPropac Cra. 54 # 75 AB Sur 220Sabaneta Raul Arenas 2798888 400 Automática Si SiSolla S.A. Cra. 49A # 24A - 34 Bello Augusto Vasquez 4548000 200 6800 lb/h 80-90 ton/mes Automática Multiciclón SiSulfoquímica Cl 55 # 46-85 Itaguí Ing. Carlos M. Mejía 2770064 50 17 Manual No NoTecnilavasept Cra. 50 # 25-243 Medellín Camilo Torres 2320950 200 150 psi 70 Manual Ciclón NoTejicondor-Fabricato Vereda La Chicharra Barbosa Jaime García 4062555 1800 60000 lb/hr Automática Multiciclone SiTelas y procesos Cl 25 41-145 Itaguí Ana Cecilia Estrada 2812827 150 Manual No NoTeñidos y acabados Ltda. Cl 25 # 41 - 125 Itaguí Carlos Alberto

Londoño3723378-2818290

300 208 Automática Si Si

Teñimos (Guayabal) Cra 52 # 6Sur-69 Medellín Hernando Duque 2853511 3x150 Manual y 2 aut. No-si-si Si-si-siTermicid (Termimoda) Cra. 52 # 27A-65 Medellín Carlos Arturo Vélez 2651900 200 Automatica Multiciclón siTermilenio Cl. 103 # 46-446 Copacabana Franklin Murillo 4533079 200-400 9 ton/día en tota SemiautomáticaCiclón-CiclóSi-SiTextiles Balalaika Girardota Fabio Eusse 2893131 200 42 Automática 2 ciclones Si

Tintexa Cl 72 45A - 25 Medellín Héctor Zapata 3737995 100 97 Automática-eslavones

Ciclón Si

Tintorería Servicolor Cl 12 # 52A - 215 Medellín Iván Marín 2554644 1250000kcal/h-534hp

16000 lb/hr 9500kg/d Manual No No

Tintorería soviesky Carrera 45 30-42 Medellín Ovidio Ospina 2628298/2007

500 62,5 Automatica ciclón No

Vicuña S.A. Cl 30A #82A-50 Medellín Luis Fernando Alfonso

2382001-ext 370

400 300 Manual Multiciclón Si

Calderas de 50 a 150 BHP 30Calderas mayores de 150 BHP 49


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Distribución de capacidades de las calderas a carbóndel Valle de Aburrá

49; 62%

30; 38%

Calderas de 50 a 150 BHP

Calderas mayores de 150 BHP

Figura 6. Distribución de capacidades de calderas a carbón del Valle de Aburrá Después de analizar la base de datos depurada, se observó la tendencia de las calderas a carbón a la implementación de la alimentación automática y sistemas de control de emisiones, por lo tanto, en acuerdo con el estadístico, se decidió contar con estas dos condiciones para la selección de la muestra. Los resultados de la base de datos fueron los siguientes: De las 79 calderas que trabajan a carbón dentro de la jurisdicción del Área Metropolitana del Valle de Aburrá, existen 50 calderas en total, con alimentación automática y con sistema de control de emisiones. De estas 50 calderas, se tienen las siguientes poblaciones:

• Rango 1; calderas con potencia entre 50 BHP y 150 BHP: 11 calderas • Rango 2; calderas con potencias mayores a 150 BHP: 39 calderas

3. VISITAS DE SONDEO A ALGUNAS EMPRESAS DEL ÁREA CON CALDERAS A CARBÓN. Se visitaron las siguientes empresas: • Inversiones S y F “Lavandería Suprema”, la cual posee dos calderas a carbón con capacidades de 400 y 1000

BHP. • Teñidos y Acabados, la cual posee una caldera a carbón con capacidad de 300 BHP • Telas y Procesos, que cuenta con una caldera a carbón con capacidad de 150 BHP

Se contactó a los encargados del manejo de las calderas en estas empresas y se realizó un registro fotográfico del tipo de alimentación, los equipos de control y las plataformas de muestreo. De estas visitas de sondeo, se hizo un informe, el cual se envió al auditor del Área Metropolitana. 4. SELECCIÓN DE LA MUESTRA OBJETO DE ESTUDIO. Analizando con el estadístico la información recopilada, se determinó seleccionar inicial y aleatoriamente seis calderas, de acuerdo a la población obtenida donde se harán dos muestreos isocinéticos por caldera, para un total de 12 muestreos. Las empresas seleccionadas fueron:

• Teñidos y Acabados Asociados • Calcetería Crystal • Fatelares S.A • Industrias “El Toro” • Inversiones S y F • Cervecería Unión

Se discutieron al interior del grupo, los datos preliminares de estos muestreos para evaluar la necesidad de nuevos muestreos y se determinó correr el modelo con los datos de ambos convenios (327-161) para tener más


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registros. Se determinó que el número mínimo de muestreos debería ser 25 y deseable 30. Para este convenio se decidió realizar 4 muestreos en calderas de 600 y/o 800 BHP para tener un rango completo de tamaños ya que la mayoría de los muestreos se han hecho con calderas de 300 y 400 BHP. Se seleccionaron adicionalmente las empresas Colombiana Kimberly, que posee una caldera de 900 BHP, y la empresa Nubiola Pigmentos S.A, con una caldera de 600 BHP. 5. VISITAS DE PREMUESTREO Y PROGRAMACIÓN DE MUESTREOS A LAS EMPRESAS SELECCIONADAS La programación de los diferentes muestreos isocinéticos fue realizada solicitando una cita mediante contacto telefónico con los representantes de las empresas, con el fin de realizar inicialmente una visita premuestreo para recopilar los datos específicos del equipo de combustión a muestrear. Durante las visitas de premuestreo, se acordaron las fechas de elaboración de cada uno de los muestreos y se organizó la logística de montajes y capacitación en seguridad en las empresas donde se requerían. Posteriormente se informaba a la interventoría de la programación acordada con las empresas y de los requisitos necesarios para la entrada al sitio. Después de contar con la logística necesaria, se llevaban a cabo los muestreos isocinéticos en presencia de la interventoría del convenio, la química María Edilia Arboleda 6. ELABORACIÓN DE MUESTREOS ISOCINÉTICOS

Métodos de caracterización de fuentes de contaminación atmosférica

La determinación de la cantidad de un contaminante del aire, presente en una emisión atmosférica, o en el aire ambiente, requiere de mucho cuidado y el uso de los equipos adecuados, puesto que en cualquiera de los casos, la concentración del contaminante que interesa, es relativamente pequeña.

Muestreo de los contaminantes en las emisiones

El método consiste en tomar una muestra de la emisión que permita determinar la concentración del contaminante y el flujo del gas portador, con el fin de calcular el flujo másico del contaminante; este muestreo se realiza con un muestreador de chimenea. La muestra debe tomarse cumpliendo con el requisito de no generar una separación mecánica de los contaminantes con respecto al gas portador, en otras palabras la toma de la muestra debe realizarse a la misma velocidad en que son transmitidos los contaminantes en el ducto de muestreo; al cumplimiento de este requisito se le denomina muestreo isocinético. El porcentaje de isocinetismo debe estar en un rango de 90-110% y esta dado por la siguiente ecuación:

s

n

VVmoIsocinetis 100% =

En la cual:

Vn = Velocidad de toma de muestra.

Vs = Velocidad de gases en la chimenea.

La muestra de gas que contiene el material particulado se succiona isocinéticamente del ducto o chimenea por el cual se emite a la atmósfera, haciendo uso de una sonda acoplado a un tubo Pitot. El tubo Pitot tiene como propósito medir la presión de velocidad y así, calcular la velocidad de los gases en la chimenea o ducto donde se éste haciendo el muestreo. La boquilla de muestreo puede variarse, para así modificar la velocidad de succión de tal modo que se pueda garantizar la condición de isocinetismo.

Cuando se presentan condiciones no isocinéticas:

• Las partículas mayores tienden a moverse en la misma dirección inicial. • Las partículas menores tienden a seguir las líneas de flujo. • Las partículas intermedias sufren alguna deflexión.


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6.1. METODOLOGIA EPA Los muestreos isocinéticos se realizan con base en la metodología de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (USEPA) y en concordancia con ello, la legislación colombiana, adopta esta metodología, con la siguiente equivalencia: Método 1 (Artículos 97, 98, 99, 100, 101, 102 del Decreto 02/82): selección del sitio de muestreo, determinación del número de puntos y su localización en la chimenea. Método 2 (Artículos 103, 104, 105, 106 del Decreto 02/82): Determinación de la velocidad de las emisiones y flujo volumétrico del gas en la chimenea. Método 3 (Artículos 107, 108, 109, 110 del Decreto 02/82): Análisis de los gases en la chimenea para determinar el porcentaje de dióxido de carbono (CO2), Oxígeno (O2), monóxido de carbono (CO) y el peso molecular del gas seco. Método 4 (Artículos 111, 112, 113, 114 del Decreto 02/82): Determinación de la humedad contenida en los gases de la chimenea. Método 5 (Artículos 115, 116, 117, 118 del Decreto 02/82): Determinación de la emisión de partículas por la chimenea o ductos de fuentes fijas artificiales. ograr que la toma de muestra se realice en forma isocinética, requiere la adopción de una estrategia de muestreo que incluye los métodos del 1 al 5 definidos por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA):

Método 8 : Determinación de emisiones de acido sulfúrico y dióxido de azufre de fuentes fijas: El método EPA 8 tiene como principio la aspiración isocinética de una muestra de los gases de la fuente fija y hacerla pasar a través de una solución de isopropanol al 80% y de peróxido de hidrógeno al 3%, los cuales sirven como sustancias absorbentes de los compuestos ácidos que son emitidos por los procesos de combustión. .

Los métodos EPA 5 y 8 requieren la medida del volumen del gas extraído, para determinar la concentración de las partículas y las neblinas ácidas emitidas a la atmósfera.

6.1.1. EPA Método 1: Consiste en la selección del sitio de muestreo, determinación del número mínimo de puntos y su localización en las chimeneas y ductos de fuentes puntuales. El lugar de medición debe contar con las siguientes características técnicas:

• Plataforma de trabajo, con las características descritas en la Figura 7 • Escalera de acceso a la plataforma de trabajo, • Suministro de energía eléctrica cercano a los puertos de muestreo.

Selección del sitio de muestreo. El sitio de muestreo se ubica a una distancia de al menos, ocho diámetros de chimenea corriente abajo y dos diámetros de chimenea corriente arriba de una perturbación al flujo normal de gases de combustión. Se entiende por perturbación cualquier codo, contracción o expansión que posee la chimenea o conducto.

Cuando no sea posible cumplir con los requisitos señalados, se podrá escoger un sitio intermedio, el cual no podrá estar ubicado a una distancia menor que dos diámetros de chimenea o ducto, después de una perturbación, ni medio diámetro antes de la siguiente. En conductos de sección rectangular, se utilizará el mismo criterio, salvo que la ubicación de los puertos de muestreo se definirán de acuerdo con el diámetro equivalente del conducto.

BAABDe+

=2

Donde: De : Diámetro equivalente A : Largo


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B : Ancho

Figura 7: Requisitos para ejecución de medición de emisiones al aire desde fuentes fijas Número mínimo de puntos de medición Cuando se cumple con el criterio de los ocho y los dos diámetros, el número mínimo de puntos será: Doce (12), para ductos o chimeneas circulares o rectangulares con diámetro real o equivalente iguales o superiores a 0.60 metros Ocho (8), para ductos o chimeneas circulares con diámetros reales entre 0.30 y 0.60 metros Nueve (9), para ductos o chimeneas rectangulares con diámetros equivalentes entre 0.30 y 0.60 metros. Cuando no se cumpla el criterio de los ocho y los dos diámetros, se escogerá un número mayor de puntos, el cual se definirá de acuerdo con la figura 9 para secciones circulares. En la figura, se determina las distancias existentes tanto corriente abajo como corriente arriba desde los puertos de muestreo y se traza una línea imaginaria vertical desde el número de diámetros de chimenea corriente arriba (Distancia A) y corriente abajo (Distancia B), hasta interceptar la figura, y se seleccionará el mayor número de puntos de medición indicado en la figura, de forma tal que, para una chimenea de sección circular, el número de puntos de medición sea múltiplo de cuatro. En cambio, para chimeneas de sección rectangular, la distribución de puntos de medición se definirá en base a la matriz de la Tabla 1. Ubicación de los puntos de medición. Chimeneas de sección circular: Para un número determinado de puntos de medición, se dividirá la sección transversal de la chimenea o ducto en un número de áreas circulares igual al número de puntos de medición dividido 4, en cada área se ubican puntos de medición trasversales, localizados dentro de cada una de las áreas. Figura 8 . La Tabla 2 presenta la ubicación y localización de los puntos de muestreo, dando el porcentaje del diámetro de la chimenea desde la pared inferior hasta el punto de muestreo.

Al menos dos diámetros de chimenea por debajo de la cúspide.

Al menos ocho diámetros de

chimenea sobre la última obstrucción.

Se deberá contar con una fuente de energía eléctrica

para conectar los equipos de medición.

PLATAFORMA DE TRABAJO A. Plataforma con al menos 0,9 m de ancho (1,2 m para chimeneas con 3,0 m o más de diámetro) y capaz de soportar el peso de 3 personas y de 100 kg. de equipo. B. La plataforma contará con pasamanos de seguridad y poseerá acceso mediante escalera, adecuada para el efecto C. No debe existir ningún tipo de obstrucción a 0,9 m de distancia, por debajo de los puertos de muestreo.

PASAMANOS DE SEGURIDAD


20

0.5

2

30

20

10

0

50

40

Diámetro de la chimenea = 0,30 a 0,61 m

Diámetro de la chimenea > 0,61 m

Perturbación

Perturbación

Diámetros de Ducto Corriente Abajo de Perturbación del Flujo * (Distancia B)

Diámetros de Ducto Corriente Arriba de Perturbación del Flujo * (Distancia A)

B

* Dedse el punto hasta cualquier tipo de Perturbación (Codo, Expansión, Contracción, etc. )

20

a24 o 25

543

8 o 9

1216

9876

aEl número mayor es para chimeneas o ductos de sección rectangular

1.0

Sitio de Muestreo

A

2.01.5

a

10

2.5

Figura 8: Número de puntos de medición para una chimenea o ducto de sección

Tabla 5. Ubicación de puntos de medición en chimeneas o conductos de sección circular.

NUMERO DE PUNTOS DE MEDICIÓN

DISTRIBUCIÓN DE PUNTOS

9 3 x 3 12 4 x 3 16 4 x 4 20 5 x 4 25 5 x 5 30 6 x 5 36 6 x 6 42 7 x 6 49 7 x 7

Tabla 6. Distribución de puntos de medición para una chimenea o ducto de sección rectangular


21

Número de puntos de medición en un diámetro de chimenea Número de puntos

de medición para

un diámetro 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

1 14,6 6,7 4,4 3,2 2,6 2,1 1,8 1,6 1,4 1,3 1,1 1,1

2 85,4 25,0 14,6 10,5 8,2 6,7 5,7 4,9 4,4 3,9 3,5 3,2

3 75,0 29,6 19,4 14,6 11,8 9,9 8,5 7,5 6,7 6,0 5,5

4 93,3 70,4 32,3 22,6 17,7 14,6 12,5 10,9 9,7 8,7 7,9

5 85,4 67,7 34,2 25,0 20,1 16,9 14,6 12,9 11,6 10,5

6 95,6 80,6 65,8 35,6 26,9 22,0 18,8 16,5 14,6 13,2

7 89,5 77,4 64,4 36,6 28,3 23,6 20,4 18,0 16,1

8 96,8 85,4 75,0 63,4 37,5 29,6 25,0 21,8 19,4

9 91,8 82,3 73,1 62,5 38,2 30,6 26,2 23,0

10 97,4 88,2 79,9 71,7 61,8 38,8 31,5 27,2

11 93,3 85,4 78,0 70,4 61,2 39,3 32,3

12 97,9 90,1 83,1 76,4 69,4 60,7 39,8

13 94,3 87,5 81,2 75,0 68,5 60,2

14 98,2 91,5 85,4 79,6 73,8 67,7

15 95,1 89,1 83,5 78,2 72,8

16 98,4 92,5 87,1 82,0 77,0

17 95,6 90,3 85,4 80,6

18 98,6 93,3 88,4 83,9

19 96,1 91,3 86,8

20 98,7 94,0 89,5

21 96,5 92,1

22 98,9 94,5

23 96,8

24 98,9

Nota: Valores como porcentaje del diámetro de la chimenea, y a ser contados desde la pared interior de la chimenea hasta el punto de medición.

Figura 9. Sección trasversal de una chimenea circular dividida en 3 áreas iguales, mostrando la

localización de 12 puntos de muestreo centrados en cada área

1

2 3

4

5

6


22

• Chimeneas de sección rectangular Para un número determinado de puntos de medición, se dividirá la sección transversal de la chimenea o conducto en un número de áreas rectangulares igual al número de puntos de medición determinado. Luego, cada punto de medición se ubicará en el centro de cada área rectangular definida. Ver Figura 10.

Figura 10. . Sección trasversal de una chimenea rectangular dividida en 12 áreas iguales, mostrando la

localización de los puntos de muestreo centrados en cada área

6.1.2. EPA Método 2: Consiste en la determinación de la velocidad de las emisiones y el gasto volumétrico en chimeneas o ductos. El procedimiento para determinar estas variables es el siguiente:

a. Uso de un tubo Pitot, del tipo estándar o del tipo S, para medir la presión dinámica de la corriente de gases de escape.

b. Medición de la temperatura del gas dentro de la chimenea. c. Barómetro para medir presión atmosférica. d. Analizador de gases para determinar el peso molecular húmedo del gas en chimenea. e. Cálculo de la velocidad del gas. f. Determinación del área transversal del ducto o chimenea.

Para la aplicación del procedimiento, el tubo Pitot, previamente calibrado, se introduce en el ducto o chimenea, en cada punto de medición seleccionado, y se toma lectura de la presión de velocidad. La velocidad promedio en el conducto o chimenea será el valor obtenido, mediante la siguiente ecuación, para el promedio aritmético de todas las lecturas de presión de velocidad registradas.

MsPs

TsPCpKpV

** ∆=

Donde:

V: velocidad del gas en chimenea (m/s ó ft/s)

Kp: constante de la ecuación de velocidad (34,97 sistema internacional ó 85,49 unidades inglesas);

Cp: coeficiente del tubo Pitot, provisto por el fabricante (adimensional);

∆P: presión de velocidad promedio (mm. H2O ó in H2O)

Ts: temperatura absoluta del gas en chimenea (K ó R)

Ps: presión total absoluta en chimenea = presión atmosférica + presión estática en chimenea (mm Hg ó in Hg)

Ms: peso molecular húmedo del gas en chimenea (g/g-mol ó libras/libra-mol)


23

El gasto volumétrico de la fuente fija de combustión se obtendrá multiplicando la velocidad promedio del gas por el área transversal del conducto o chimenea en el sitio de medición.

6.1.3. EPA Método 3: Consiste en analizar las emisiones de Dióxido de carbono (CO2), Oxigeno (O2), Monóxido de Carbono (CO) y el peso molecular del gas seco. Para este método se usa un analizador de gases para determinar el contenido de dióxido de carbono, oxígeno y monóxido de carbono en los gases de escape. El analizador de gases podrá ser cualquiera de los modelos disponibles localmente, tales como Fyrite, Orsat o analizadores con tecnología de celdas electroquímicas. Se debe reconocer que algunos de estos instrumentos proveen resultados para dos de los tres parámetros requeridos, por lo que se aceptará el uso de cartas, figuras, nomogramas, ecuaciones, u otros medios, que permitan determinar el tercer parámetro a partir de dos parámetros conocidos. El peso molecular del gas seco (Md), se determinará mediante la aplicación de la siguiente ecuación:

)(%28.0)(%28.0)(%32.0)(%44.0 222 NCOOCOMd +++= El porcentaje de nitrógeno N2 se obtendrá restando del 100%, el % de CO2, el % de O2 y el % de CO. Cuando no sea posible determinar el contenido de dióxido de carbono, de oxígeno y de monóxido de carbono en los gases de escape, se podrá utilizar el valor de 30,0 (treinta) para el peso molecular seco, siempre que la fuente fija opere con combustibles fósiles sólidos, líquidos o gaseosos.

6.1.4. EPA Método 4: Consiste en determinar el contenido de humedad en las emisiones.

El procedimiento de medición que se requiere para llevar a cabo la determinación del contenido de humedad de las emisiones comprende:

a. b. Extracción de una muestra a un gasto constante

El equipo a utilizar será, en diseño, igual al utilizado en el método 5, para la determinación de emisión de partículas. Se procurará que el volumen de gas colectado este entre 0,60 m3, a condiciones de referencia, y 0,020 m3 por minuto.

c. Remoción de la humedad de la muestra

El equipo tiene una sección llamada caja fría, la cual consiste en cuatro impingers (burbujeadores) o envases de vidrio, de los cuales los dos primeros se llenan con 100 ml de agua destilada, el tercero va vacío y el cuarto impinger será llenado con 200 g de sílica gel. Todos los impingers se encontrarán alojados en una caja, llena con hielo, a fin de permitir la condensación de la humedad presente en los gases de chimenea.

d. Determinación gravimétrica y volumétrica de la humedad colectada

Posterior a la toma de muestra, se determinará el contenido de humedad mediante el incremento de volumen de agua colectada en los tres primeros impingers, y mediante el incremento de peso en el impinger llenado con sílica gel. O mediante la diferencia de peso en cada impinger finalizando la medición con respecto al peso previo al inicio de la misma. Los resultados que se obtengan, de volumen de agua colectada y de peso de agua colectada, serán corregidos a las condiciones de referencia. El contenido de humedad, en los gases de chimenea, será la razón entre el volumen total de agua colectada dividido para dicho volumen más el volumen de gas seco, este último determinado por el equipo de muestreo.


24

)()(

).().().(

).().(2

RCmRCasgRCasg

RCasgRCabOH VVV

VVB

++

+=

Donde: BH2O= Humedad de los gases Vab(C.R), Vasg(C.R) = Volumen de agua recolectada en los burbujeadores y en la sílica gel respectivamente a condiciones de referencia (m3) o (ft3) Vm(C.R) = Volumen de gas seco a condiciones de referencia (m3) o (ft3)

Como alternativa al método descrito, serán aceptables los métodos de estimación tales como técnicas de condensación, técnicas psicrométricas mediante temperatura de bulbo seco y de bulbo húmedo, cálculos estequiométricos experiencias previas, entre otros.

6.1.5. EPA Método 5: Consiste en determinar las emisiones de partículas en chimeneas o ductos de fuentes fijas. Previo al muestreo se deben seleccionar y marcar con cuidado de no dañarlos los filtros a utilizar. Se colocan en un desecador por un periodo de 24 horas y se pesan tanto el filtro a utilizar en el muestreo como el blanco expuesto en el campo de muestreo. La vidriería a utilizar se debe lavar con solución jabonosa y enjuagar por varias veces con agua corriente, seguido de una adición de mezcla sulfocrómica por 15 minutos, luego se retira la mezcla sulfocrómica, se aclara con agua corriente y con agua desionizada varias veces y se coloca en la estufa a secar a 100°C. La recolección de la muestra se hace mediante el equipo denominado tren isocinético. Figura 11. Este equipo consiste de cuatro secciones principales: la sonda de captación de partículas, la sección del filtro (caja caliente), la sección de condensación de humedad o impingers (caja fría), y, la sección de medidor de volumen de gas seco muestreado. Las mediciones a efectuarse deberán incluir la descripción técnica del equipo y especificaciones del fabricante. El tren de muestreo esta conformado de las siguientes partes:

Boquilla. La boquilla será hecha de níquel, de acero inoxidable níquel-plateado, de cuarzo, o de vidrio de boro silicato.

Sonda. Es un tubo metálico, recubierto de una resistencia que calienta la sonda para impedir la condensación del vapor de agua. Sirve como soporte a un tubo interno de vidrio de cuarzo, por donde es trasportada la muestra. La sonda tiene adherido un tubo pitot en S para medir la cabeza de velocidad y un termopar para determinar la temperatura. La sonda se acopla a la boquilla por un extremo y por el otro va al modulo de muestreo.

Modulo de muestreo. Este consta de una caja caliente y una fría.

• Caja caliente. Esta caja en su interior tiene una resistencia para evitar que se deshaga el filtro por la condensación de vapores de agua. En ésta se coloca un porta filtro de vidrio de cuarzo y en él un filtro de fibra de vidrio descrito anteriormente. El porta filtro se conecta por uno de sus extremos con la sonda y por el otro con el primer impinger de la caja fría.

• Caja fría. En ella el enfriamiento se logra por un baño de hielo. En ésta caja se colocan 4 impingers.

El primero se conecta por medio de un codo al porta filtro de la caja caliente y estos a su vez se conectan en serie, para recoger los condensados y remover la humedad del gas.

Cordón umbilical. Es un conjunto de cables electrónicos y conexiones de vacío y presión que conectan la

sonda con el modulo de control.


25

Modulo de control. Es la unidad que controla las operaciones del muestreo, esta compuesto por:

• Dos manómetros en U para determinar caídas de presión, en el tubo pitot y en la placa de orificio • Reóstato para el control de las resistencias de la sonda y la caja caliente • Medidor de gas seco • Bomba de vacío • Manómetro de vacío • Válvulas de ajuste grueso y fino • Interruptores para controlar la resistencia

Figura 11. Tren de muestreo isocinético para determinar material particulado El muestreo se hace isocinéticamente, esto es, la velocidad de succión del gas debe ser semejante a la velocidad de salida de estos por la chimenea. La condición de isocinetismo aceptada deberá estar comprendida entre 90 y 110%. La muestra de partículas será colectada, en cada uno de los puntos de muestreo al interior de la chimenea, definidos con el método 1, durante un período igual en cada punto, de tal forma que el periodo de muestreo sea mínimo de una (1) hora. En ningún caso el tiempo de muestreo, en cada punto, puede ser inferior a tres (3) minutos. El material particulado isocinéticamente Previo a la ejecución de las mediciones, se deberá efectuar una prueba de fugas en el equipo de muestreo, una vez armado en el sitio. La prueba consiste en taponar la boquilla, luego se procede a encender el equipo verificando que todo el sistema eléctrico funcione. Se apagan todos los interruptores excepto el de la bomba de succión. Se abre la válvula de control grueso hasta que el indicador de vacío señale 381 mm de H2O o 15 in de H2O, si el medidor de gas seco no varía más de 5.66*10-4 m3/min o 0.02 ft3/min se considera que no hay fugas al iniciar el muestreo. En caso contrario se deben chequear todas las conexiones hasta que la prueba de fugas de negativa.


26

Con los datos obtenidos en los métodos 1, 2 y 3 se procede a determinar el diámetro de la boquilla a utilizarse durante el muestreo, utilizando las siguientes ecuaciones.

2/12/1*

)1(**608

2 ⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

∆−=

PPsMhTs

BCpTmPmQmDn

OH S.I

2/12/1*)1(*

*0358.0

2 ⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

∆−=

PPsMhTs

BCpTmPmQmDn

OH U.S

OHOH BMdBMh22

18)1( +−=

Donde: Dn: Diámetro de la boquilla (mm) o (in) Qm: Flujo de gas a través del medidor (m3/min) o (ft3/min). Normalmente es 0.017 m3/min o 0.6 ft3/min Tm: Temperatura en le medidor (k) o (R) Ts: temperatura en la chimenea (k) o (R) ∆P: Presión de velocidad promedio del tubo pitot (mm H2O) (in H2O) Ps: Presión absoluta del gas de la chimenea (mm de Hg) o (in de Hg) Asumir la atmosférica del sitio Pm: Presión absoluta del gas en el medidor (mm de Hg) o (in de Hg) Asumir la atmosférica del sitio

OHB2 : Contenido de humedad del gas en fracción (Asumida o calculada)

Md: Peso molecular del gas seco (g/gmol) o (lb/lbmol) Mh: Peso molecular del gas húmedo (g/gmol) o (lb/lbmol) Se procede luego a succionar el material particulado isocinéticamente, para lo cual se calcula la diferencia de presión en el medidor de orificio con las lecturas de presión de velocidad y las temperaturas de los gases en la chimenea y el medidor.

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ ∆=∆ P

TsTmKH

[ ] ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−∆= −

PmPs

MhMdBCpHDnK OH 2

110*204.8 2@

45

S.I

[ ] ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−∆=

PmPs

MhMdBCpHDnK OH2

172.846 2@

4

U.S Donde: ∆H: Diferencia de presión en el medidor de orificio (mm H2O) (in H2O) K: Factor de proporcionalidad que relaciona ∆H y ∆P para el muestreo isocinético Tm: Temperatura en le medidor (k) o (R) Ts: Temperatura en la chimenea (k) o (R) K: Coeficiente de proporcionalidad que relaciona ∆P y ∆H ∆H@: Coeficiente del medidor de orificio que depende de la calibración del medidor Cp: Coeficiente del tubo pitot, que depende de la calibración del mismo Dn: Diámetro de la boquilla (mm) o (in)


27

Después se ajusta el flujo con las válvulas de control hasta que el valor de ∆H coincida con el valor calculado. Para cada punto de medición se lee la presión de velocidad y se lleva este dato a la ecuación para obtener ∆H. Este valor se consigue en la consola mediante la manipulación de las válvulas de control fino y grueso. Una vez conseguida la presión de succión se determinan las siguientes variables para cada uno de los puntos.

• Se lee el ∆P y se ajusta ∆H en cada punto • Tiempo de muestreo en cada punto • Volumen de la muestra tomada, indicada en el medidor de gas seco • Temperatura de la chimenea • Temperatura a la entrada y salida del medidor

Una vez finalizado el muestreo se retira cuidadosamente la soda del punto de muestreo y se sellan con cinta las bocas o entradas que queden descubiertas para traslada el equipo de muestre armado al laboratorio, donde se determina gravimétricamente la masa de partículas, esto es, mediante la diferencia de peso en filtro finalizando la medición con respecto al peso previo al inicio de la misma y el peso de los impinger para hallar la humedad del gas. Además, se determina el peso de aquellas partículas captadas en la sonda de muestreo. Para esto, se realizará un enjuague en los dos sentidos de paso a la sonda con la boquilla de succión puesta, utilizando para el efecto “acetona”. El líquido colectado será almacenado en un frasco de vidrio, y llevado a laboratorio, en donde será transferido a un vaso de precipitación, será registrado su peso inicial, y se dejará evaporar el solvente a temperatura y presión ambiente. El vaso será secado por un período de 24 horas y registrado su peso final. La masa total de partículas colectadas será la suma de las partículas obtenidas en el filtro más aquellas captadas al interior de la sonda de muestreo. La concentración de partículas emitidas, a expresarse en miligramos por metro cúbico de aire seco, será la masa total de partículas dividida por el volumen total de gas seco muestreado, y corregido a las condiciones de referencia. 6.1.6. EPA Método 8 Sensibilidad de la técnica: Neblina ácida (H2SO4) 0.05 mg/m3 (0.03 x 10-7 lb/ft3). Bióxido de azufre 1.2 mg/m3 (3 x 10-9 lb/ft3).

Procedimiento: Preparar el tren de muestreo : Poner 100 ml de IPA al 80% en el primer impinger, poner 100 ml de H2O2 al 3%

en el segundo y tercer impinger, guardar una porción de cada reactivo como solución blanco, poner 200 mg de silica gel en el cuarto impinger. Muestreo: Chequear periódicamente la línea de conexión entre la sonda y el primer impinger y elevar la

temperatura cuando se observe condensación. El muestreo se debe realizar isocineticamente, pero la tasa no debe ser superior a 1.0 cfm (0.03 m3/min), para garantizar esto, se debe elegir la boquilla apropiada basado en el rango de cabezas de velocidad encontradas previamente, seleccionar el tamaño de la boquilla de modo que la tasa de muestreo máximo no exceda 0.03m3/min., chequear el ∆H máximo con la ecuación

TmHMPmHMax @..09.1 ∆

≤∆

Recuperar la muestra: Drenar el agua del sistema de enfriamiento o condensación, purgar el sistema de muestreo con aire ambiente poniendo en funcionamiento el tren de muestreo a la misma tasa empleada durante el desarrollo del mismo, por al menos 15 minutos. Contenedor No. 1 (análisis de ácido sulfúrico). Transferir a este contenedor la muestra recogida en el primer impinger, incluyendo el IPA 80% utilizado para lavar la sonda y vidrieria que se encuentre hasta la parte frontal del portafiltros, incluyendo el filtro, llevar a volumen de 250 ml. Contenedor No. 2 (análisis de SO2). Llevar las muestras del segundo y tercer impinger a un frasco de 1 litro, y lavar la vidrieria que se encuentra después del portafiltros, con agua, y llevar a volumen (1000 ml). El volumen de muestra tomado (corregido a condiciones estándar) debe exceder el volumen total mínimo

requerido de 1.15 dscm (40.6 dscf)


28

El tiempo de muestreo para cada punto de muestreo debe ser de 2 minutos o más, escogiendo un número entero mas 0.5 minutos. Requerimientos Adicionales: a) El Método EPA 8 se puede combinar con el Método EPA 5. b) Los sulfatos se pueden cuantificar si este método se combina con el Método EPA 5. El sulfato total es la suma de los sulfatos encontrados en el lavado de la sonda, el filtro que retiene las particulas y el H2SO4 encontrado en el primer impactor. El procedimiento para el análisis del sulfato de la sonda y el filtro debe ser por cromatografía iónica o titulación como el Método EPA 8 con la adición del acondicionamiento de la muestra. El acondicionamiento de la muestra se debe realizar con una resina de intercambio iónico o método equivalente para remover cationes de interferencia antes de la titulación. 6.2. PROCEDIMIENTO DE MUESTREO El procedimiento de muestreo se realizó basado en los “TERMINOS DE REFERENCIA PARA LA PRESENTACIÓN DE ESTUDIOS DE CARACTERIZACIÓN DE EMISIONES ATMOSFÉRICAS y se describe en este capitulo: La información recopilada durante este muestreo se consignó en los formatos 1 y 2 del protocolo presentados en este apartado.

6.2.1. REQUERIMIENTOS MÍNIMOS EN EL MUESTREO DE MATERIAL PARTICULADO Y NEBLINAS ÁCIDAS

Para determinar la cantidad de material particulado emitido a la atmósfera, la legislación colombiana ha regulado y aceptado los métodos 1 a 5 y 8 , métodos de la Environmental Protección Agency (EPA), descritos en el numeral en el Decreto 948 de 1995, el cual acepta lo reglamentado en el decreto 02 de 1982. Este muestreo requiere de la toma de muestra del gas que contiene partículas en condición de isocinetismo.

• Previo a la ejecución de mediciones, se deberá efectuar una prueba de detección de fugas en el equipo de muestreo, una vez armado en el sitio.

• El filtro debe estar en buenas condiciones.

• El agua utilizada en todas las preparaciones de soluciones y en los impinger (burbujeadores) debe ser estrictamente destilada para el método 5 de la EPA.

• La caja fría en todo momento debe contener garantizar una temperatura inferior a 20 ºC.

• En caso de efectuarse dos ó más muestreos isocinéticos para los SOx, se debe contar con la caja fría para cada muestreo con sus respectivos impinger, de tal forma que no se alteren los resultado de la humedad.

• Cualquier tipo de pesaje se debe realizar con balanza analítica calibrada, en superficie nivelada.

• Las termocuplas para las mediciones de las temperaturas, deben ser verificadas en campo, especialmente la que corresponde a la temperatura de los gases de la chimenea.

• La sílica gel deberá estar libre de humedad.

• Para la determinación de las neblinas ácidas, se hace uso de la norma EPA 8, realizando previamente el “premuestreo” (normas EPA 1, EPA 2, EPA 3 y EPA 4). También se acepta el muestreo isocinético conjunto para material particulado y neblinas ácidas.


29

6.2.2. DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS Y CERTIFICACIÓN DE SU RESPECTIVA CALIBRACIÓN

• Descripción de los Equipos utilizados en el muestreo

En la descripción técnica de los equipos se deberá proveer las especificaciones del fabricante, en las que se especifique que el equipo cumple con los métodos promulgados por la US EPA. Consignar: Marca, modelo, características técnicas y componentes. Equipo de muestreo Tren de muestreo para fuente fija: Se usa para la medición de material particulado y óxidos de azufre emitidos a la atmósfera y tiene las siguientes características:

• Marca: THERMO ANDERSEN • Modelo MST-C2, serial 90834 • Componentes :

Una sonda de muestreo. Conjunto de caja fría y caja caliente. Cordón umbilical. Consola manual.

La Figura 12 muestra la plataforma de muestreo

Figura 12. Equipo de muestreo isocinético para determinar material particulado Para el análisis de los gases de combustión (CO y CO2) y la medición de óxidos de nitrógeno se utilizó un equipo analizador de gases, con las siguientes características:

• Marca: Bacharach


30

• Modelo PCA -35, serial NK-1075. • Especificaciones y precisión del equipo

Precisión para medición de gases: el equipo tiene una precisión para lectura de O2, CO2 y N2 de

±0.3% Precisión para medición de gases: el equipo tiene una precisión para lectura de CO de ± 5% (±

5ppm) para valores entre 0-2000 ppm, y ± 10% para valores entre 2001-4000 ppm . La Figura 13 muestra el analizador de gases de combustión utilizado para este proyecto

Figura 13: Equipo analizador de gases de combustión • Calibración de los Equipos de Medición

Con el objeto de tener completa certeza de que los muestreos isocinéticos se realizan según lo dispuesto en los métodos de la EPA (Métodos 1,2,3,4,5 y 8), avalados por el Ministerio de Salud, Decreto 02 de 1982, y el Ministerio del Medio Ambiente, Decreto 948 de 1995 y Resolución 0058 de enero de 2002, se requerirá a partir de la fecha, copia de los certificados de calibración de cada uno de los equipos y de algunos accesorios, utilizados en el muestreo isocinético y con periodicidad de un año.

• Equipo Muestreador de chimenea, Automático o manual

• Tubo Pitot: Verificar el estado físico de este dispositivo el cual no debe presentar abolladuras, desperfectos en su geometría (linealidad de ejes con respecto a la sonda), y limpieza al iniciar el premuestreo en cada monitoreo. En caso contrario reemplazar este dispositivo por otro en buenas


31

condiciones físicas tal como se recomienda. • Temperatura: verificar las siguientes ocho (8) termocuplas: Forro de Sonda, Caja de Filtro, Chimenea,

Gas de muestra, último impinger, entrada del medidor de gas, salida del medidor de gas. Esta verificación se debe hacer previamente a cada muestreo.

• Presiones: calibración de los siguientes cinco (5) transportadores de presión: chimenea, velocidad, sistema, orificio absoluto, orificio diferencial. Esta calibración se debe hacer previamente a cada muestreo.

• Sistema medidor de gas seco: Certificado de calibración anual de la unidad de gas seco y el Certificado de calibración del Calibrador Patrón o secundario.

• Analizador de gases de combustión

El analizador de gases podrá ser cualquiera de los modelos disponibles localmente, tales como Fyrite, Orsat o analizadores con tecnologías de celdas electroquímicas. Se debe asegurar el correcto funcionamiento de los equipos, lo cual se podrá verificar en campo teniendo en cuenta lo siguiente:

• Sensor de oxígeno: Fecha en que se compró la celda y certificado donde se diga la duración que tiene el Sensor.

• Sensor Monóxido de carbono • Sensor de óxidos de nitrógeno • Sensor de óxidos de azufre (si se tiene) • Sensor de Temperatura de chimenea y temperatura ambiental.

La calibración de CO, NOX, y SOx se debe hacer cada año por medio del uso de gases certificados.

El equipo muestreador tradicional medidor de los gases de combustión (Orsat), no debe presentar fugas, las mangueras deberán estar en buen estado, las conexiones no deberán estar deterioradas, y las soluciones no deben presentar sedimentación, ni turbiedad.

• Balanza analítica Certificado de calibración anual de la balanza analítica en donde se determinó la gravimetría para el muestreo.

6.2.3. CALIBRACION DE CALDERAS Con el fin de verificar las condiciones de funcionamiento de la caldera a carbón, se realizaba un análisis de gases de combustión a la salida del ducto para chequear que las concentraciones de NOx, CO y CO2 estuvieran en ciertos rangos especificados en las tablas 3 y 4 . Estos valores de referencia se obtuvieron del artículo 12 de la resolución 391 del 2001 del DAMA, el SOx y NOx, para los gases CO, CO2, O2, se tomaron valores recomendados por el fabricante de calderas de la ciudad.

Tabla 7: Valores recomendados para emisiones óxidos de azufre y de nitrógeno

Componente Recomendado (mg/m3)**

SO2 600 NOx 400

Tabla 8: Valores recomendados para gases de combustión

Componente % Rango de %

recomendado CO2 12,60 10-15 O2 7,00 8-12 CO 0,004 Menor de 0.02

Fuente: Ing Edwin Bahamón de Calderas JCT


32

En cada de que los gases no estuvieran dentro de los rangos recomendados, se procedía a hacer alguno de los siguientes procedimientos:

• Variar la velocidad de giro de la parrilla • Ajustar la abertura de entrada de aire del ventilador • Aumentar o disminuir la entrada de aire a la parrilla

Finalmente se medían nuevamente los gases para corroborar que estuvieran en los rangos adecuados y se iniciaba el muestreo.

6.2.4 SALUD OCUPACIONAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL Debido a las normas de emisión de calidad de aire y a las regulaciones ambientales, la legislación colombiana exige que la altura mínima de las chimeneas deba ser de 15 m. Por tanto todo muestreo isocinético se considera como trabajo en alturas. El trabajo en alturas esta definido como todo trabajo que se realiza a mas de 1.8 m de altura sobre un nivel mas bajo y en lugares donde no existen plataformas permanentes protegidas en todos sus lados con barandas y retenciones. CONDICIONES PARA EFECTUAR MUESTREO ISOCINETICO Las empresas o particulares que realicen muestreo cinético deberán acreditar:

Curso de capacitación básico (inducción general ) de trabajo en alturas Tener implementos de seguridad de acuerdo con las siguientes normas:

Arnes y cinturón: Norma Icontec 2021 y 2037, para eslingas y manilas la norma Icontec 2021. Permiso de trabajo en alturas: Para el informe de muestreo, presentar copia de permiso de alturas

expedido por la empresa.

7. ANALISIS GRANULOMETRICO DEL CARBON Es la clasificación de una muestra de materiales en fracciones más homogéneas de tamaño que la muestra original. Este análisis se realizó con el fin de estudiar la influencia del tamaño de carbón sobre los factores de emisión. El procedimiento para efectuar dicho análisis se realizó de acuerdo con lo siguiente

Se tomaron muestras de carbón de aproximadamente 1-5 Kg de los dispositivos de almacenamiento o transporte: pilas de carbón, banda transportadora, cangilones o tolvas.

En el laboratorio, se cuartea la muestreo de manera sucesiva hasta 2 o 3 veces , examinando la homogeneidad de la muestra

Se tamiza una muestra de carbón con un peso de 700-1000 gr., teniendo en cuenta que el primer tamiz no retenga mas del 5 % del peso y que el último no deje pasar mas del 5% al colector.

Se pesan cada uno de los tamices vacíos Se colocaron series entre 5-8 tamices de acuerdo con la homogeneidad de la muestra en un rotap durante

15 minutos. Se pesa el tamiz con la muestra con el peso retenido. Se calcula el peso retenido por diferencia entre el tamiz vacío y el tamiz lleno. Se reportan los resultados con el diámetro medio de la malla, definido como el diámetro de la malla que lo

deja pasar +diámetro de la malla que lo retiene dividido 2, ya que este se considera como el diámetro aproximado de la partícula.

Para cada uno de los muestreos, se construyó una tabla de % de material retenido vs diámetro medio. Finalmente se determinó el criterio de porcentaje de tamaño óptimo, definido como el porcentaje de

material entre 8-25 mm de tamaño de partícula.


33

8.. ANALISIS PROXIMO DE CARBONES A los carbones muestreados, se les hizo análisis próximo de acuerdo con las siguientes normas:

Tabla 9. Normas para realizar análisis próximo del carbón PARAMETRO METODO ASTM Preparación de la muestra D-2013 Humedad residual D-3173 Cenizas D-3174 Materia volátil D-3175 Carbono fijo D-3172 Azufre D-4239 Poder calorífico D-2015

9.INFORMES Y RADICACIÓN DE CADA MUESTREO REALIZADO En el anexo 1, se reporta una copia de los informes de muestreo realizados y los números de radicado de cada uno de los informes. V. RESULTADOS De cada uno de los muestreos isocinéticos se obtuvieron resultados de emisiones de CO, CO2, NOx, SOx y material particulado, con dichos resultados, los flujos de salida de la chimenea y la alimentación de carbón, se calcularon los factores de emisión para cada uno de los gases. Adicionalmente se obtuvieron resultados de análisis próximo del carbón, los cuales fueron realizados en el centro del carbón de la Universidad Nacional y análisis granulométricos realizados en el laboratorio de Operaciones Unitarias IV de la Universidad de Antioquia. De los análisis granulométricos se obtuvieron los datos de porcentajes de tamaño óptimo del combustible para una buena combustión. Todos estos datos fueron la base para el análisis estadístico y la adaptación de los modelos matemáticos de los factores de emisión. Los resultados obtenidos se muestran a continuación:

Tabla 10. Resultados generales de los muestreos isocinéticos

Empresa Potencia BHP % O2 CO %

ppm CO

CO2 %

Alimentación carbón Ton/h

Humedad %

Cenizas %

Material. Vol %

Carbono fijo % Azufre,%

Poder Calorífico Kcal/Kg

% tamaño en intervalo óptimo

Procedencia del carbón

Fatelares 1 300 11,22 0,04 400 8,78 0,167 10,40 14,10 36,50 39,00 0,84 5493 45,83

Fatelares 2 300 12,00 0,02 200 8,10 0,167 10,80 5,20 40,10 43,90 0,50 6169 80,15 Carminales

Cervunión 1 1000 9,10 0,33 3349 10,70 0,630 10,60 10,20 36,60 42,60 0,96 5749 45,9

Cervunión 2 1000 8,80 0,30 3000 11,10 0,630 6,30 20,00 35,70 38,00 0,52 5493 47,9 Amagá-Titiribí

Suprema 1 400 18,10 0,02 203 1,00 0,375 10,90 7,90 39,60 41,60 0,61 6047 44,62

Suprema 2 400 15,83 0,01 100 4,60 0,375 10,90 17,30 34,30 37,50 0,57 5274 63,63 Carlos Morales

Teñidos y Acabados 1 300 13,30 0,10 990 0,10 0,272 10,80 17,40 35,90 35,90 0,44 5132 42,39

Teñidos y Acabados 2 300 13,30 0,10 1006 6,90 0,272 12,60 4,90 39,10 43,40 0,55 5953 63,63

Byron Vélez-Amagá

Tintorería Crystal 1 400 15,40 0,06 600 5,00 0,426 9,80 4,50 41,50 44,20 0,54 6285 45,9

Tintorería Crystal 2 400 13,50 0,04 400 6,70 0,426 8,50 23,30 35,50 32,70 0,42 4849 64,7

La Bonita, Sn Fdo, Carboantioquia

El Toro 1 300 7,00 0,004 40 12,60 0,400 11,90 7,60 37,30 43,20 0,48 5890 73,04

El Toro 2 300 11,10 0,03 300 9,00 0,400 10,30 9,50 39,20 41,00 0,43 6015 83,59

Sn Fdo,, El Remanso Amagá

Kimberly 1 900 10,90 0,004 37 9,10 1,651 9,20 12,40 37,20 41,20 0,65 5710 62,59

Kimberly 2 900 10,30 0,08 800 9,70 1,651 5,60 15,30 36,10 43,00 0,64 5924 56,59

Minas La Margartita, Nechi, Juan de Dios Ospina


34

Pigmentos 1 600 9,78 0,17 1680 10,70 0,638 10,10 5,30 41,90 42,70 0,55 6152 80,72 Pigmentos 2 600 8,44 0,15 1536 11,32 0,847 10,70 5,70 41,60 42,00 0,55 6111 79,48 Varios: Nechi

Tabla 11. Factores de emisión calculados con los resultados obtenidos en los muestreos isocinéticos

Empresa Potencia BHP

F.E. CO (Kg/ton carbón)

F.E. CO2 (Ton/ton carbón)

F.E. NOx (Kg/ton carbón)

F.E. SOx (Kg/ton carbón)

F.E. M.P. (Kg/ton carbón)

Fatelares 1 300 6,784 3,320 2,461 7,491 2,305Fatelares 2 300 3,719 3,337 2,766 7,778 4,401Cervunión 1 1000 45,179 3,322 2,244 14,460 4,425Cervunión 2 1000 50,700 4,290 4,244 11,548 3,886 Suprema 1 400 4,290 0,476 1,176 4,133 0,757 Suprema 2 400 2,037 2,069 2,267 6,013 1,264Teñidos y Acabados 1 300 9,773 0,022 2,897 2,390 2,625Teñidos y Acabados 2 300 10,856 1,709 2,412 5,496 5,077Tintorería Crystal 1 400 23,458 4,400 4,392 11,758 2,469Tintorería Crystal 2 400 5,222 1,957 2,702 6,099 3,984 El Toro 1 300 0,143 0,999 0,810 1,580 0,408 El Toro 2 300 1,204 0,800 0,703 1,573 0,023 Kimberly 1 900 0,237 1,264 5,716 5,934 1,864 Kimberly 2 900 2,687 0,706 1,798 2,313 0,515 Pigmentos 1 600 19,868 2,821 5,517 8,887 3,605 Pigmentos 2 600 12,867 2,114 6,619 4,497 2,080

VI. ANALISIS DE RESULTADOS 1. GENERALIDADES DE ANÁLISIS DE REGRESIÓN. Tiene como uno de sus objetivo determinar si existe o no relación de dependencia entre una variable dependiente y una o más variables independientes, estas pueden ser cualitativas o cuantitativas. En otros casos, se prioriza el interés de predecir un valor con base en el conocimiento de otros.

El modelo se puede escribir de la siguiente forma:

El interés es encontrar los coeficientes bi, de tal manera que cumplan unos supuestos teóricos de la estadística.

Un modelo es bueno si cumple en buena medida lo siguiente:

Buena asociación entre las variables dependientes y las independientes. Se mide con los coeficientes de correlación y el de determinación ajustado, mientras más se acerque a 1 dichos valores en mejor, no obstante, en la realidad, no siempre se logran dichos valores. Sin embargo, es mejor tener alguna información que no tener nada.


35

Que no se tenga relación o asociación entre las variables independientes, ya que esto origina lo que se conoce como colinealidad (multicolinealidad) y deja sin interpretabilidad los coeficientes del modelo, por eso, no se puede entrar un número grande de variables sin pensar en éste riesgo.

Los gráficos de dispersión parciales, deben mostrar alguna relación para identificar el modelo a construir.El ANOVA como en la mayoría de pruebas estadísticas, si es menor de 0.05 (confiabilidad del 95%), se considera el modelo significativo.

Los valores de significación menores de 0.05 indican que las variables entran al modelo, en caso contrario, no impactan de manera estadísticamente significativa la variable dependiente.

Por último, se construyen los gráficos de residuales (lo real menos lo encontrado con el modelo). Estos deben ser aproximadamente normales y con un comportamiento aleatorio. Introducción análisis estadístico Para efectuar el análisis estadístico descriptivo, se analizaron diversos niveles de potencia, agrupados según los niveles de potencia de la caldera así: máximo 150 BHP (12 muestreos ), entre 150.5 y 400 BHP (10 muestreos ) y más de 400 (6 muestreos ). Con esa clasificación, se realizan diferentes comparaciones, para luego y después de observar los resultados globales identificar las correlaciones y encontrar los modelos de regresión adecuados, así como el comportamiento de los diferentes factores de emisión. Todo ello, se calculó y construyó con el paquete estadístico SPSS versión 14.0 Los resultados llevan la siguiente secuencia: Análisis exploratorio de datos, análisis descriptivo (nivel de potencia y procedencia del carbón), cálculo de correlaciones, construcción de modelos estadísticos y cálculo de las cartas de control 2 . ANÁLISIS DE VALORES EXTREMOS Como primer paso de cualquier análisis estadístico, independiente del procedimiento a seguir, se requiere explorar los datos con el fin de identificar valores atípicos y/o extremos. No necesariamente para eliminarlos, sino, para justificar su existencia o descubrir errores en el proceso de obtención de información. Lo que se pretende es que, cuando se realicen las pruebas esbozadas en el plan de análisis, se tenga la seguridad de la credibilidad y acertividad de los datos para efectos del problema objeto de estudio. En caso de que no se realice, se corre el riesgo de entregar indicadores (promedios, desviaciones etc.) alejados de la realidad o al menos, no coherentes con el tema tratado.

Con el fin de identificar los valores atípicos y/o extremos, se utilizan los diagramas de caja y sesgo, los cuales se basan en las medidas de Posición, más específicamente en el rango intercuartilico (Ri= Q3-Q1), de la siguiente manera: Valor atípico: si se aleja 1.5*Ri de los cuartiles 3 ó 1 según sea el caso. Valor extremo (outliers) : si se aleja 3+Ri de los cuarteles 1 ó 3. 3. ANÁLISIS EXPLORATORIO DE DATOS. A continuación se aprecian las figuras de caja y sesgo.


36

Figura 14. Diagramas de caja y sesgo para los factores de emisión según nivel de potencia Para el factor de emisión de CO, se observa que para la calderas con potencia mayor de 400 BHP, los valores

encontrados son muy variables, esto se detecta al apreciar que la caja es muy ancha con respecto a las calderas

menores, aunque se descubre un valor atípico para las calderas entre 150.5 y 400 BHP. Se observa además, un

comportamiento asimétrico negativo donde el mayor número de mediciones se encuentran en los valores más altos


37

del F.E.C.O, de otro lado, para las calderas menores de 150 de potencia, se encontró un valor extremo, cuyo valor

fue originado por un carbón procedente de la mina Honduras-Ámaga.

Con respecto al factor de emisión de CO2, se aprecia como las calderas menores de 150 BHP tienen un

comportamiento asimétrico positivo, es decir, existe una tendencia a tener valores altos en éste factor de emisión.

No obstante, no se percibe diferencia significativa en el F.E.CO2 para ninguna de las categorías analizadas.

El factor de emisión NOx, para las calderas de mediana y alta potencia muestra un comportamiento homogéneo, lo

que indica que de alguna manera se puede lograr una mayor y mejor predicción. No así las calderas con máximo

150 BHP, las cuales presentan un valor extremo.

De otro lado, el F.E.SOx, presenta variaciones similares, sin embargo, la forma varía. Valga decir, para calderas de

máximo 150 BHP, el 50% de las mediciones se encuentra muy concentrado en valores pequeños, situación

contraria se observa para calderas entre 150.5 y 400 BHP, mientras que para las de mayor potencia la distribución

es aproximadamente normal. En general, no se aprecian diferencias importantes en las mediciones para éste

factor según los niveles de potencia.

Por último, el material particulado muestra mayor dispersión para calderas de baja potencia y menor dispersión

para las calderas de más de 400 BHP. Las diferencias en la forma según nivel de potencia no se perciben

relevantes.

4. ANÁLISIS DESCRIPTIVO. Con el fin de tener algunos indicadores que resumen los factores de emisión, se obtuvo la siguiente tabla según

categorías de potencia, para luego mostrar indicadores según procedencia del carbón.

Tabla 12: Medidas descriptivas de los factores de emisión CO, CO2, NOx, SOx y MP, según niveles de potencia


38

Estadísticos

6.74854 1.90906 2.25854 5.43115 2.331324.75588 1.83299 2.43642 5.75483 2.38744

6.826218 1.413361 1.114050 3.183787 1.741920

101.15 74.03 49.33 58.62 74.72

.71922 1.08450 2.18728 .669884.75588 1.83299 2.43642 5.75483 2.38744

10.04394 3.32458 2.79912 7.56287 4.0879821.92327 2.41934 4.35667 7.93999 2.7293016.36792 2.46740 4.88084 7.41075 2.84275

21.426675 1.329763 1.966347 4.559878 1.486888

97.73 54.96 45.13 57.43 54.48

1.12415 2.13295 3.95126 1.5270416.36792 2.46740 4.88084 7.41075 2.8427546.55955 3.56405 5.94204 12.27579 4.02063

MediaMedianaDesv. típ.Coef. Variabilidad

255075

Percentiles

MediaMedianaDesv. típ.Coef. Variabilidad

255075

Percentiles

Niveles de PotenciaEntre 150.5 y 400

Más de 400

F.E. CO(Kg/toncarbón)

F.E. CO2(Ton/toncarbón)

F.E. NOx(Kg/toncarbón)

F.E. SOx(Kg/toncarbón)

F.E. M.P.(Kg/toncarbón)

En general, la variabilidad obtenida para todos los factores de emisión y para las dos categorías de análisis, es

alta, o moderadamente alta, esto debido a que los coeficientes de variabilidad superan el 20% el cual

empíricamente es considerado como el punto de corte para definir estabilidad o no en las mediciones. El CO es el

que presentó mayor heterogeneidad en los resultados, con coeficientes alrededor del 100%. Para el NOx el

coeficiente estuvo cercano al 50% para los dos tipos de calderas, es decir entre 150.5 y 400 y las mayores de 400

y fue en el que menor variabilidad hubo. Se destaca, que el promedio no es un buen indicador debido

precisamente a esa variabilidad. Por lo tanto, es susceptible de utilizar la mediana y/o los percentiles como puntos

de referencia.

En todos los casos, exceptuando el material particulado, tanto la mediana como el percentil 75% es superior en las

calderas de mayor potencia. Por ejemplo, el 75% de las calderas entre 150.5 y 400 tuvieron una medición de

10.043 Kg CO/Ton carbón, mientras que para las calderas mayores a 400 BHP, el 75% de ellas midieron 16.36 o

menos KgCO/Ton carbón. Haciendo una segunda lectura, se aprecia como las diferencias son mínimas para el

CO2, ya que el 75% de las medidas es igual o menor a 3.32 Ton/ton carb. Para la primera categoría y de 3.56 para

las calderas mayores de 400 BHP.

Lo anterior indica que el percentil 75% puede ser usado como criterio máximo para estimar los factores de emisión,

al menos, en una primera etapa del proceso.

Tabla 13. Medidas descriptivas de los factores de emisión CO, CO2, NOx, SOx y MP, según procedencia del carbón.


39

Como simple descripción, se puede mencionar que los diversos factores de emisión tuvieron mediciones parecidas

cuando el carbón procedió de la mina de Amagá y Titiribí, Carminales, y Varios de Nechi. Lo anterior, debido a que

los coeficientes no fueron muy elevados. El CO2 tuvo mucho cambio cuando el carbón procedió de la mina Byron

Vélez – Amagá. En general para aquellos lugares y factores con coeficientes mayores de 50% se pueden

considerar muy cambiantes.

5. ANÁLISIS DE CORRELACIONES. Con el fin de identificar cuales de las variables están más correlacionadas con el Poder Calorífico, y con ello, ir

estructurando un modelo de regresión, se calculó la siguiente matriz de correlaciones que se aprecia en la Tabla 14

Estadísticos

2 2 2 2 247.93980 3.80602 3.24444 13.00397 4.1555647.93980 3.80602 3.24444 13.00397 4.15556

8.14 17.98 43.59 15.84 9.182 2 2 2

10.31467 .86560 2.65441 3.94301 3.8511010.31467 .86560 2.65441 3.94301 3.85110

7.42 137.76 12.93 55.71 45.032 2 2 2

3.16322 1.27259 1.72133 5.07333 1.010673.16322 1.27259 1.72133 5.07333 1.01067

50.37 88.56 44.80 26.20 35.452 2 2 2

5.25114 3.32880 2.61377 7.63473 3.353295.25114 3.32880 2.61377 7.63473 3.35329

41.28 .36 8.26 2.66 44.192 2 2 2

14.34015 3.17880 3.54695 8.92840 3.2265314.34015 3.17880 3.54695 8.92840 3.22653

89.92 54.35 33.69 44.82 33.18

2 2 2 21.46208 .98461 3.75742 4.12377 1.189601.46208 .98461 3.75742 4.12377 1.18960

118.47 40.09 73.73 62.09 80.232 2 2 2

.67353 .89952 .75625 1.57625 .21500

.67353 .89952 .75625 1.57625 .21500111.38 15.58 10.05 .34 126.62

2 2 2 216.36792 2.46740 6.06816 6.69222 2.8427516.36792 2.46740 6.06816 6.69222 2.84275

30.24 20.26 12.84 46.38 37.92

NMediaMedianaCoef. VariaciónNMediaMedianaCoef. VariaciónNMediaMedianaCoef. VariaciónNMediaMedianaCoef. VariaciónNMediaMedianaCoef. Variación

NMediaMedianaCoef. VariaciónNMediaMedianaCoef. VariaciónNMediaMedianaCoef. Variación

Procedencia del carbónAmagá-Titiribí

Byron Vélez-Amagá

Carlos Morales

Carminales

La Bonita, Sn Fdo,Carboantioquia

Minas La Margartita, Nechi,Juan deDios Ospina

Sn Fdo,, El Remanso Amagá

Varios: Nechi

F.E. CO(Kg/toncarbón)

F.E. CO2(Ton/toncarbón)

F.E. NOx(Kg/toncarbón)

F.E. SOx(Kg/toncarbón)

F.E. M.P.(Kg/toncarbón)


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Tabla 14: Matriz de correlaciones Correlaciones

1 -.566* .330 .233 -.004 .195.022 .212 .385 .990 .469

16 16 16 16 16 16-.566* 1 -.862** -.880** -.069 -.907**.022 .000 .000 .801 .000

16 16 16 16 16 16.330 -.862** 1 .654** -.161 .833**.212 .000 .006 .550 .000

16 16 16 16 16 16.233 -.880** .654** 1 .249 .939**.385 .000 .006 .353 .000

16 16 16 16 16 16-.004 -.069 -.161 .249 1 .070.990 .801 .550 .353 .795

16 16 16 16 16 16.195 -.907** .833** .939** .070 1.469 .000 .000 .000 .795

16 16 16 16 16 16

Correlación de PearsonSig. (bilateral)NCorrelación de PearsonSig. (bilateral)NCorrelación de PearsonSig. (bilateral)NCorrelación de PearsonSig. (bilateral)NCorrelación de PearsonSig. (bilateral)NCorrelación de PearsonSig. (bilateral)N

Humedad %

Cenizas %

Material. Vol %

Carbono fijo %

Azufre,%

Poder Calorífico Kcal/Kg

Humedad % Cenizas %Material.

Vol %Carbono

fijo % Azufre,%

PoderCaloríficoKcal/Kg

La correlación es significante al nivel 0,05 (bilateral).*.

La correlación es significativa al nivel 0,01 (bilateral).**.

Tal como sucedió para el caso de calderas de máximo 150 BHP, el Poder Calorífico no muestra asociación con las

variables % de humedad y % de azufre. Lo anterior, debido a que el valor sig (bilateral) es mayor a 0.05. Por lo

tanto, para encontrar el modelo de regresión, sólo se tendrán en cuenta las variables independientes: potencia

BHP, %O2, humedad %, azufre %, poder calorífico y % tamaño en intervalo óptimo. Todas ellas se usarán para los

factores de emisión propuestos en los objetivos del estudio.

Como primer paso en el análisis de regresión, es útil construir los gráficos parciales de las variables

independientes con cada factor de emisión, para determinar su posible relación, tal como se muestra en la Figura

15


41

Figura 15. Diagramas de dispersión de cada uno de los factores de emisión y las variables independientes identificadas. La última columna de cada gráfico, exceptuando el primero, muestra las correlaciones de cada factor de emisión

con las variables independientes. En todos ellos, no se percibe una relación muy marcada entre las variables

independientes y cada factor de emisión, por ello, se correrán los modelos de regresión usando el método pasos

sucesivos hacia delante para permitir encontrar las variables más relacionadas con cada factor de emisión.

Análisis de Regresión. La técnica utilizada es la de regresión por pasos sucesivos hacia adelante, procurando obtener un mejor modelado

de los datos. La regresión pretende identificar que factores (variables independientes) pueden ayudar a estimar

adecuadamente la variable respuesta (variable dependiente). Se tiene como un indicador del ajuste del modelo el


42

término R2ajustado, el cual compensa el sesgo originado por el número de factores involucrados en el modelo y tiene

en cuenta el tamaño de muestra.

Factores de Emisión de CO, CO2, NOx, COx y MP

Los indicadores encontrados para los diferentes factores de emisión, se sintetizan en la siguiente tabla:

Tabla 15. Indicadores de los modelos de regresión encontrados para los factores de emisión CO2, SOx y Material Particulado. Factor Emisión R2 R2

ajustado Durbin Watson Anova CO 60.3 57.6 1.76 0.005 CO2 74.0 70.3 2.27 0.000 SOx 81.1 78.4 2.03 0.000 NOx 76.4 74.8 1.75 0.000 MP 70.8 68.8 1.63 0.000

Se destaca que los porcentajes de explicación de los factores de emisión superan el 60%, situación claramente

ventajosa, máxime que esto se logra con pocas variables explicativas. Para el caso de F.E.CO, el modelo

encontrado explica el 60.3% los cambios en CO, se analiza R2 ya que sólo quedó formado por una sola variable

(nivel de potencia) y por lo tanto, no se requiere del R2ajustado. Para el CO2, las variables %azufre y % de O2,

explican el 70.3% de sus cambios. Iguales variables se encontraron como influyentes en el F.E.SOx, explicando los

cambios en el 78.4% . El NOx, lo explica de manera mayoritaria la variable Poder calorífico.

En todos los casos, el Durbin Watson garantiza que no se presenta autocorrelación en los residuales (1.5 y 2.5).

Además, el Anova (análisis de varianza) garantiza la significación estadística (α≤0.05). Como se observa a

continuación, los modelos adecuados no tienen interceptos significativos, es decir, la regresión pasa por el origen.

Los modelos encontrados son: F.E.CO = 0.026* Potencia (BHP) F.E.CO2 = 3.587 *% Azufre – 0.001* % O2

F.E.SOx = -0.039* %O2 +11.886* %Azufre

F.E.NOx = 0.001* Poder Calorífico (cal/g). F.E.MP = 0.244* % Humedad. A continuación, se muestran los gráficos de los residuales, tanto para probar normalidad como aleatoriedad. Ver

Figuras 16 a la 20


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Figura 16 Residuales para CO

1 .00 .80 .60 .40.20.0

P ro b acu m ob serv ad a

1 .0

0 .8

0 .6

0 .4

0 .2

0 .0

Pro

b a

cu

m e

spe

rad

a

G rá fic o P -P n o rm al de reg re sió n R es id u o tip ific ad o

Variab le de p en die nte: F.E . CO 2 (T on/to n c arbó n )

1.51 .00 .50 .0- 0 .5-1 .0-1 .5

R eg re sió n R e sid uo t ipif ica do

3

2

1

0

- 1

Reg

resi

ón

Va

lor

pro

no

stic

ad

o t

ipif

icad

G ráfico de d ispe rs ió n

V ar iab le de p en d ie nte : F.E . C O 2 (T o n/to n c arbó n)

Figura 17 Residuales para CO2

Figura 18 Residuales para SOX


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Figura 19 Residuales para NOX

Figura 20 Residuales para MP

El modelo F.E.SOx, cumple de mejor manera estos supuestos, lo que permite comentar que su predicción debe ser

obtenida con mayor fiabilidad y generalidad. Por el contrario, el F. E. CO, tiene un leve desvío de la normalidad, por

lo tanto, es prudente tener cuidado en la interpretación y si es del caso, ubicar nuevas variables para mejorar el

modelo.

6.CARTAS DE CONTROL. La carta de control es un gráfico bidimensional, que muestra el valor alcanzado por una variable (eje Y) con

respecto a diferentes momentos en el tiempo (eje X) y tiene una estructura básica, conformada por una línea

central (LC), un Límite Inferior de Control (LIC) y un límite superior de control (LSC)

Para éste caso, se requiere prioritariamente el límite superior. Además, es importante lograr estandarizar los

procesos. Para ello, se construye una carta de control, para valores individuales y luego de eliminar los valores por

fuera de los límites a 2 desviaciones, se recalculan los límites, hasta lograr que todos los puntos estén dentro del

promedio más o menos 2 desviaciones. Otra opción es el criterio del percentil 75, dado la heterogeneidad de los

datos. Como se mencionó anteriormente, el percentil 75 cubre las dos categorías de calderas analizadas, por eso,

se tomó como límite superior el valor encontrado para las calderas de más de 400 BHP.


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Figura 21: Carta de control para el CO

La penúltima línea corresponde al 75% (46 Kg/ton), no obstante, en éste caso, se puede sugerir como límite

superior el valor de 33 Kg/ton, que se encuentra a 2 desviaciones estándar de la media. Logrando una menor

dispersión en los valores del factor de emisión. (Punto de corte para definir con los expertos).

Figura 22: Carta de control del CO2

La penúltima línea corresponde al 75% (3.6 ton/ton), puede ser el punto de corte para definir con los expertos

como base.


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Figura 23 Carta de control del NOx La penúltima línea corresponde al 75% (5.9 Kg/ton)), valor similar al encontrado a 2 desviaciones, se sugiere como

punto de corte para definir con los expertos como base.

Figura 24:Carta de control del SOX La penúltima línea corresponde al 75% (12.3Kg/ton) , puede ser el punto de corte para definir con los expertos

como base.


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Figura 25: Carta de control para Material particulado La penúltima línea corresponde al 75% (4.0 Kg/ton), puede ser el punto de corte para definir con los expertos como

base.

Finalmente de presenta una tabla comparativa de los valores del percentil 75 para cada uno de los rangos de las

calderas.

Tabla 16: Valores de los factores de emisión de carta de control para calderas a carbón.

Rango CO (Kg/ton) CO2 (ton/ton) NOx (Kg/ton) SOx (Kg/ton) MP (Kg/ton)

Calderas hasta

150 BHP

9.77 5.7 30.1 17.1 5.77

Calderas

mayores de 150

BHP

46 3.6 5.9 12.3 4.0

Promedios para calderas mayores de 150 BHP 12,44 2,10 3,05 6,37 2,48

VII. DIFICULTADES Y OBSERVACIONES o Montajes.

En algunos casos los muestreos se tuvieron que hacer por una sola travesía, debido a las dificultades presentadas para realizar el montaje por la segunda travesía, ya que a pesar de que la mayoría de las calderas contaban con plataforma de muestreo, ésta se encontraba mal diseñada para realizar la evaluación en una de las travesías.

o Datos de carbón alimentado.

En algunas empresas, se tiene poco control del consumo de carbón, además algunas veces se gasta mayor o


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menor cantidad, de acuerdo a la producción, pero no se tienen registros exactos de dichas oscilaciones, por lo tanto los datos de consumo que se tienen son promedios mensuales, pero no se cuenta con el consumo del día y la hora exacta en que se realiza el muestreo isocinético, el cual hubiera sido el dato ideal para obtener los mejores resultados en el proyecto. Sin embargo, los datos reales que se tendrían a la hora de aplicar las herramientas de factores de emisión, serían los datos de promedios mensuales de consumo de carbón, por lo que fue conveniente trabajar con este dato.

o Aplazamientos en los muestreos.

En este apartado, es importante anotar que en algunos casos tuvieron que ser postergados algunos muestreos, debido a la no disponibilidad de la empresa, a inconvenientes presentados por el contratista encargado de los muestreos o a dificultades de disponibilidad presentados por la interventoría del proyecto, sin embargo, se pudieron llevar a cabo todos los muestreos planeados, los cuales eran necesarios para la culminación exitosa del proyecto. VIII. CONCLUSIONES 1. De acuerdo con los diagramas de dispersión mostrados no es muy clara la correlación entre las variables de

entrada (%de O2, procedencia del carbón, intervalo de tamaño óptimo del carbón) y las variables de salida (los factores de emisión) , sin embargo se obtuvieron mayores coeficientes de correlación comparados con las calderas hasta 150 BHP.

2. Estos modelos de cálculo de factores de emisión fueron obtenidos para calderas a carbón con una potencia mayor de 100 BHP y con un máximo de 1000 BHP , con alimentación automática y con sistema de control de emisiones y con caudales medidos a condiciones normales , por lo que la aplicación de estos modelos se debe restringir a estas condiciones

3. El sistema de alimentación más comúnmente encontrado para cada uno de los muestreos fue el sistema de parrilla viajera y para el caso del sistema de control fueron ciclones o multiciclones

4. Las distribuciones estadísticas de los datos de factores de emisión fueron aproximadamente normales de acuerdo con lo mostrado en el grafico de residuales, al igual que las calderas hasta 150 BHP. (figuras 16 a 20)

5. Con respecto a los factores de emisión del CO, se encontró el siguiente modelo: F.E.CO = 0.026* Potencia (BHP) Tal como se aprecia, este factor de emisión solo es función de la potencia, a diferencia del factor de emisión de las calderas hasta 150 BHP donde no se encontró modelo de regresión, ya que no había relación estadísticamente significativa con las variables y en su lugar se recurrió a realizar cartas de control. 6. Para el modelo de regresión de NOx se encontró la siguiente relación: F.E.NOx = 0.001* Poder Calorífico (cal/g). Para este factor de emisión la relación encontrada no es muy clara. Sin embargo, teniendo en cuenta que el rango de variación de los carbones es de aproximadamente 4000 a 7000 cal /g, el factor de emisión del NOx solo varia entre 4 y 7 . 7. Para el SOX, se obtuvo el siguiente modelo

F.E.SOx = -0.039* %O2 +11.886* %S (para calderas mayores de 150 BHP) con Rajus =78.4 % FESOx=1.359*%O2 - 0.309*%TIO +19.495*%S con R2 ajustado= 80.5 (para calderas hasta 150 BHP)

Tal como se ve en el modelo, la mayor influencia sobre este factor de emisión la tiene el contenido de azufre en el carbón (%S) , ya que tiene un coeficiente muy grande comparado con el porcentaje de O2. Esto concuerda en gran medida con el comportamiento esperado ya que a mayor cantidad de azufre en el carbón mayor probabilidad de tener SOx en la emisión. Por otro lado, el contenido de oxigeno tiene también influencia ya que excesos muy altos de oxigeno en la chimenea pueden conducir a promover reacciones de formación de SOx, mas que combustión del carbono. Comparativamente, este modelo difiere del modelo para calderas pequeñas en el porcentaje de carbón en el tamaño óptimo.(%TIO). Es decir las calderas de más de 150 BHP,


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tienen un control más estricto de la granulometría del carbón.

8. El resultado del modelo para el factor de emisión para material particulado fue el siguiente:

F.E.MP = 0.244* % Humedad (para calderas mayores de 150 BHP) con Rajus =68.8% FE MP= 11.142-0.115%TIO , (para calderas hasta 150 BHP)

Tal como se aprecia en el modelo, la única variable significativa encontrada fue el % de humedad, para el caso no se ve claro una relación directa con el porcentaje de humedad del carbón, se hubiera esperado una por ejemplo una relación directa con el porcentaje de cenizas o el poder calorífico. Estas variables difieren de las calderas pequeñas, donde la variable más representativa fue el intervalo de tamaño óptimo en el carbón.

9. El resultado del modelo para el factor de emisión para el dióxido de carbono fue el siguiente: F.E.CO2 = 3.587 *% Azufre – 0.001* % O2 (para calderas mayores de 150 BHP) Rajus=70.3%

Ln CO2= 5.397-0.044%TIO-0.122%O2 con R2 ajustado =42.1

Tal como se observa en el modelo, las variables más significativas fueron el % de azufre (%S) en el carbón y el porcentaje de O2, esto coincide con el proceso de la combustión donde a menor porcentaje de exceso de aire, menor cantidad de CO2., sin embargo la relación con el porcentaje de azufre no es muy clara, parecería que a mayor cantidad de azufre , se favorece la combustión completa de CO2.Para calderas pequeñas, influyen mas el intervalo de tamaño óptimo

10. En las calderas de mas de 150 BHP se encontraron que los modelos tienen un coeficiente de correlación mucho mayor, todos con Rajustado mayor del 60%, por lo que los modelos son más confiables y hay menor variabilidad en los datos, además no tuvieron términos independientes en el modelo..

11. Si se compara la carta de control para el material particulado para las calderas hasta 150BHP, se encuentra que este valor es mucho mayor (5.77 Kg/ton) comparado con las calderas mayores de 150 BHP (4 Kg/ton) , es debido probablemente a que las calderas grandes tienen mejor control de la granulometría del carbón

12. Los valores de la carta de control para NOx, SOx, material particulado y CO2 fueron mucho menores para las calderas mayores de 150 BHP comparadas con las calderas pequeñas , caso contrario ocurre para la carta de control del CO donde se obtuvo el valor de 9,77 Kg/ton para las calderas pequeñas ,comparado con las calderas grandes con un valor de 46 Kg/ton

13. el porcentaje de tamaño óptimo, fue una variable que no apareció en ninguno de los modelos estadísticos para las calderas de más de 150 BHP, sin embargo fue una variable muy influyente para las calderas pequeñas.

14. Las cartas de control para el análisis de factores de emisión constituye una herramienta de gestión para el control de emisiones y específicamente tomando como valores de comparación dos desviaciones estándar o el percentil 75.

15. Si se compara la carta de control para material particulado donde se obtuvo 4 Kg/ton, con los factores de emisión de la literatura (Duque, 2004) para calderas con parrilla viajera para calderas mayores de 200 BHP, se tiene que el promedio es 3.04 Kg/ton de combustibles, se observa que es un 75 % del valor encontrado.

16. .De acuerdo con comparaciones realizadas con factores de emisión en el país se tiene lo siguiente: para material particulado: 1.6 Kg/ton, SO2 ,11.2 Kg/ton, NOx 6.1 Kg/ton y CO2 2.36 Ton/ton. En nuestro caso los factores de emisión son los siguientes (percentil 75) , : MP (Kg/ton) 4.0, SOx (Kg/ton) 12.3, NOx (Kg/ton) 5.9, y CO2 (ton/ton) 3.6 , Comparando estos resultados, se observa que el factor de emisión para material particulado es más del doble del obtenido en la jurisdicción del DAMA, en cuanto al SOx, este valor es ligeramente mayor a pesar de que el carbón de la zona de Amagá, tiene valores bajos de azufre si se comparan con los del resto del país. El valor de NOx es mayor en la zona del Valle de Aburrá y el valor para el CO2, el cual es el compuesto de mayor producción en la combustión es muy similar, lo que también es de esperarse, debido a la estequiometría de la reacción.


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IX. RECOMENDACIONES 1. Con respecto al carbón, se deben tomar acciones con los proveedores, exigir una granulometría especifica

para el carbón, además realizar análisis periódicos de su calidad o exigir a los proveedores análisis actualizados. Esto es importante, debido a que se presentan casos donde el poder calorífico es muy bajo o la humedad y las cenizas es alta, entre otras.

2. Realizar investigaciones de factores de emisión donde se estudien otros factores tales como el tipo de caldera, el mantenimiento de las calderas, el porcentaje de inquemados, etc.

3. Realizar estudios de factores de emisión para calderas o equipos de combustión que utilicen combustibles líquidos

4. Extender el estudio para hornos 5. Iniciar en las empresas un control más estricto de la combustión donde se les solicite la medición de flujo de

combustible, flujo de vapor y calibración periódica de los gases de combustión. 6. Incentivar a las empresas que tengan equipos de combustión de alimentación manual y sin equipo de control

de emisiones a que hagan la inversión necesaria con el fin de disminuir las emisiones y mejorar el ambiente X. BIBLIOGRAFÍA 1. Atmospheric Control Div, Atmospheric Conservation Bureau, Environment agency. Pollution Control Research

Center, 1998. 2. Decreto 948 de 1995 Articulo 110. Ministerio de Medio Ambiente. Colombia. 3. De Nevers, N. (1997). INGENIERÍA DE CONTROL DE LA CONTAMINACIÓN DEL AIRE. McGraw – Hill,

México. 4. Environment and Health Bureau, Osaka City|: Survey Report in Prediction of atmospheric Pollution Pertaining to

formulation of Basic Plan for environmental Conservation of atmosphere, Osaka City, 1894. 5. Air Resources Board (ARB), 1995. Emission Inventory Procedural manual, Volume III: Methods for assessing

Area Source Emissions. Stationary Source Emission Inventory Branch, Sacramento California. 6. AP-42, 1995. Compilation of air pollution Emission Factors-Volume 1: Stationary Point and area sources, fifty

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12. Departamento Administrativo del Medio Ambiente de Bogotá DAMA. (2000). INFORME DE CALIDAD DEL AIRE 1999. Bogotá.

13. AP-42 Apéndice V-B Factores de Emisión del quemado Industrial, comercial e institucional de combustible. 14. Blandón, A ,Cárdenas, C., Pérez, J., Velásquez, L., Arenas, E, Chejne, F., Restrepo, J., Rojas, J. Programa de

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Bolivariana. Escuela de Formación Avanzada. Medellín, 2004.

Elaboró V. B. Ximena Maria Vargas R. Luis Alberto Rios Coinvestigadora Investigador Principal

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Informe final convenio 161 · 2018. 10. 4. · Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a carbón con base en muestreos