Métodos de Tratamientos de Gases de Combustión Del Carbón Mineral Co2 y Nox

8/15/2019 Métodos de Tratamientos de Gases de Combustión Del Carbón Mineral Co2 y Nox

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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

DEPARTAMENTO DE PROCESOS Y SISTEMAS

TECNOLOGÍA Y CIENCIA DEL CARBÓN MINERALPS7234

TÉCNICAS DE MANEJO DE EMISIONES DE CO2 y NO2

Nelson Rafael Vásquez



1

ÍNDICE GENERAL

ÍNDICE GENERAL .................................................................................................................................

TÉCNICAS DE MANEJO DE EMISIONES DE CO2 y NOx .................................................................

TECNOLOGÍAS DE CAPTURA, TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO DE CO2 .......................

Tecnologías de captura de CO2 ................................................................................................................

MEDIDAS DE REDUCCIÓN DE ÓXIDOS DE NITRÓGENO .......................................................... 2

Mecanismos de formación de los NOx ................................................................................................... 2

REFERENCIAS ..................................................................................................................................... 4



2

TÉCNICAS DE MANEJO DE EMISIONES DE CO2 y NOx

Como complemento a la desulfuración y tratamiento de los gases de los compuestos de azufre

que tiene el carbón, es importante hacer una descripción global acerca del tratamiento que debe

dársele a otros contaminantes gaseosos que se generan conjuntamente con el SO 2 durante la

combustión del carbón mineral y que son tan contaminantes como él y que se justifica tanto como

la desulfuración y tratamiento del SO2. A continuación se hará una descripción general de los

métodos de tratamientos del CO2 y de los óxidos nitrosos, los cuales incluyen captura, transporte

y almacenamiento para el caso del CO2 y las principales medidas para la reducción de emisiones

óxidos de nitrógeno de estos efluentes junto con las tecnologías asociadas que si bien la mayor

parte de ellas no se han desarrollado del todo, sí constituyen alternativas prometedoras a ser

aplicadas en un futuro.



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TECNOLOGÍAS DE CAPTURA, TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO DE CO2

Tecnologías de captura de CO2

La capacidad técnica de remover CO2 de las fuentes puntuales de emisión se ha establecido; sin

embargo actualmente son muy pocas las manifestaciones en gran escala de esta tecnología,

principalmente por los costos que implica y en la mayoría de los casos las tecnologías individuales no

han sido integradas al nivel que estaba previsto. De esta manera, si bien teóricamente se puede superar

el índice de captura de emisiones, el enfoque actual de las investigaciones está en optimizar

económicamente los procesos utilizados en la actualidad.

En el aspecto técnico, el objetivo del proceso es producir una corriente concentrada de CO2 que

pueda transportarse fácilmente a un lugar de almacenamiento seguro. La tecnología se aplica

principalmente en centrales eléctricas de carbón, lignito (tipo de carbón mineral) y gas natural, además,

el continuo desarrollo de estas tecnologías puede ampliar su uso a refinerías, plantas de cemento y

químicas o también en procesos de biomasa los cuales implican emisiones netas negativas.

Existen tres tipos básicos de captura de CO2; en Pre-combustión, en Post-combustión (o Secuestro deCO2) y en Oxi-combustión. El uso de cada uno de estos métodos dependerá entre otras cosas de la

concentración de CO2, la presión del gas y el tipo de combustible que se utiliza. A continuación se

analizan con mayor detalle cada uno de éstos procedimientos de manera de captar virtudes y defectos

en la aplicación de cada uno de ellos.

1. Captura de CO2 en Pre-combustión

Este sistema está muy relacionado con la producción de hidrógeno, el cual es un agente muy

importante en distintos procesos, entre los cuales se incluyen:

La síntesis de amoniaco.

La producción de fertilizantes.

Generar energía eléctrica o calor (produciéndose únicamente vapor de agua).



4

Los hidroprocesamientos en las refinerías de petróleo.Básicamente consiste en producir, a partir de gas natural o gas sintético (proveniente de la

gasificación de carbón u otros hidrocarburos), una mezcla gaseosa compuesta principalmente del

hidrógeno mencionado H2 y CO2 para posteriormente separar estos dos gases. La separación se

basa en la descarbonización del combustible antes de la combustión mediante técnicas de

gasificación del carbón o reformado del gas natural.

Una vez separados los gases los métodos de captura del CO2 son similares a los analizados en el

sistema de captura en postcombustión:

Adsorción a cambio de presión (PSA), la cual se adapta para aplicaciones puras de

hidrógeno, pero con las composiciones de gas sintético obtenidas usualmente, las pérdidas

de hidrógeno serían inaceptables.

Separación Criogénica, en la cual el CO2 es separado físicamente del gas de síntesis

condensándolo a temperaturas criogénicas para producir CO2 líquido, listo para

almacenamiento. Este sistema no es atractivo pues el enfriamiento del gas de síntesis

consume grandes cantidades de electricidad.

Absorción química, usando una solución con monodietanolmelamina (MDEA). El

proceso es usualmente llamado amine scrubbing y es la tecnología para remover CO2 más

comúnmente utilizada en la actualidad.

Absorción física usando Selexol o Rectisol (metanol frío) es ventajoso a alta presión

parcial de CO2 y es muy adaptable para productos de gasificación.

La separación de membrana es aplicada comercialmente para la separación de

hidrógeno, pero se requiere mayor desarrollo antes que las membranas puedan ser usadas

en una escala suficientemente grande. La selectividad de membranas comercialmentedisponibles para CO2/H2 es también muy baja.

2. Captura de CO2 en Post-combustión o secuestro de CO2

En este sistema, el CO2 se ha separado de los gases de escape producidos durante la

combustión (principalmente N2) con aire de un combustible (carbón, gas natural etc.). Para su



5

captura posterior, entre los procesos más viables se encuentran el ciclo de Calcinación –

Carbonatación y la absorción química con aminas. El resto de las opciones es menos utilizado

ya sea por su bajo desarrollo o por los altos costos que implican. Dentro de ellas se encuentran

la adsorción física, la destilación criogénica y las membranas

a) Absorción Química

En este proceso el CO2 reacciona con un líquido de absorción. Para ello se utilizan

compuestos químicos (aminas y nuevos absorbentes en investigación) con gran afinidad

de compuestos ácidos (CO2) y se usan como solventes formulados, en una mezcla

especial para atenerse a la tarea de separación. Algunos de ellos también contienen

activadores para promover la transferencia de masa en la absorción. En la tabla 1 se

muestran solventes usados comúnmente para llevar a cabo esta tarea.

TIPO DE SOLVENTE EJEMPLO

Aminas primariasMonoetanolamina (MEA)

Diglicolamina (DGA)

Aminas secundariasDietanolamina (DEA)

Diisopropanolamina (DIPA)

Aminas terciariasMetildietanolamina (MDEA)

Trietanolamina (TEA)

Soluciones de sal alcalina Carbonato de potasio

El detalle del proceso se observa en la figura 1. El sistema se descompone en dos etapas

principales: absorción y regeneración (incremento de temperatura → consumo energía).



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Las etapas del proceso se describen básicamente en el esquema de la figura 2.

Detallamos las etapas del sistema.

El gas que contiene el CO2 se pone en contacto con un absorbente líquido capazde capturar el CO2.

El absorbente cargado con CO2 se transporta a otra torre donde se regenera

mediante cambios de temperatura o presión y libera el CO2.

El absorbente regenerado se envía de nuevo el proceso de captura de CO2.

Para contrarrestar las pérdidas de actividad del absorbente, se introduce siempre

nuevo absorbente.

Figura 1. Detalle del proceso de Absorción Química

Figura 2. Etapas del proceso de absorción química



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b) Ciclo de calcinación / carbonatación Esta combinación de procesos se basa en la absorción química, usando como sorbente a

la caliza. Definiendo separadamente, la carbonatación es una reacción exotérmica donde

los reactivos CO2 y CaO reaccionan para producir CaCO3. La energía que se desprende

de esta reacción es de 430 kcal/kg CaCO3. La calcinación en cambio es el proceso

inverso, pues produce la desorción del CO2 y CaO mediante la descomposición de la

caliza en presencia de calor.

Como esquema del detalle del proceso esquematizado en la figura 4 podemos incluir las

siguientes etapas:

La corriente de gases a tratar se toma antes de la entrada a la desulfuradora

(D.G.C.).

El proceso propuesto trabajará en dos lechos fluidos circulantes interconectados,

trabajando a una temperatura de 650 ºC el que actúa como carbonatador, y a 875

ºC el que trabaja como calcinador.

El calcinador trabajará en oxi-combustión, con el objetivo de generar una

corriente alta de CO2 en los gases de salida.

Figura 3. Esquema de funcionamiento de la tecnología calcinación/carbonatación



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La recuperación de calor en el nuevo ciclo propuesto se realizará mediante unciclo agua-vapor supercrítico

Visualizando la implementación de una planta con este sistema de captura podemos

delinear 3 puntos necesarios:

Oxi-combustión en lecho fluido circulante atmosférico (CFB).

Planta de carbonatación-calcinación en conexión con una planta de carbón

existente.

Planta de carbonatación-calcinación para central de generación nueva.

Delineando básicamente las características de este sistema vemos que el proceso en si es

bastante complejo de integrar, sumado al hecho de que la oxi-combustión está en fase de

desarrollo. Sin embargo, se extraen características importantes, como los bajos costos

que lo hacen competitivo con las técnicas de absorción, el hecho de que la desulfuración

sea parte del proceso, incluyendo la purga que tiene uso económico con las cementeras y

finalmente una generación extra de energía eléctrica que concentra bajas emisiones de

CO2.

c) Adsorción física

Básicamente se encarga de utilizar materiales capaces de adsorber el CO2 generalmente

a altas temperaturas, para luego recuperarlo mediante procesos de cambio de

temperatura o presión (procesos TSA y PSA respectivamente) . Entre los adsorbentes se

encuentran: Carbón activo, materiales mesoporosos, zeolitas, alúminas e hidrotalcitas.

d) Membranas

Este proceso se utiliza para la captura de altas concentraciones de CO2 en gas natural a

alta presión, de lo contrario (a baja presión) la fuerza de separación necesaria para el gassería muy baja. Dentro de las limitaciones de este sistema vemos que resulta en un

mayor gasto de energía y por tanto es ineficiente frente a la absorción química, así como

también incurre en un menor porcentaje de remoción de CO2. Esto indica

principalmente que el sistema no está muy desarrollado y las membranas más eficientes



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aún no se han encontrado, pero como sistema es prometedor dado las ventajasoperacionales que posee y que se mencionan a continuación.

Los flujos de gas y líquido son independientes, lo que evita problemas en las

columnas ya sea de inundación, espumado.

No se necesita un lavado posterior al absorbente para recuperar líquido de

absorción que es sacado hacia fuera.

La operación es a condiciones termodinámicamente óptimas, no condicionadas

por las condiciones hidrodinámicas del equipo de contacto.

El equipamiento es compacto a través del uso de fibra porosa de membrana.

De manera de optimizar el uso de las membranas en el proceso, estas deben presentar

algunas características particulares para una mejor performance:

La permeabilidad determinará el área de membrana necesaria para el proceso.

La selectividad (radio de permeabilidades) determinará la pureza del producto

final. A menor selectividad podrían ser necesarios procesos posteriores de

reciclaje.

La permeabilidad y selectividad de la membrana están correlacionadas

negativamente, por lo que se necesita encontrar un óptimo intermedio de

rendimiento.

Figura 4. Esquema y funcionamiento del sistema de membranas



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La estabilidad es un tema importante para este procedimiento, por lo que unasolución para ello son soportes porosos como pueden ser el vidrio, la cerámica o

el metal.

Las membranas se pueden clasificar en orgánicas e inorgánicas, destacando que las

membranas orgánicas no son resistentes a altas temperaturas como las inorgánicas.

Dependiendo del tipo de membrana será la aplicación a la cual estará enfocada.

Las membranas orgánicas utilizadas comercialmente son las poliméricas, las cuales se

utilizan para los siguientes procesos:

Separación de CO2 y CH4 a alta presión del dióxido de carbono.

Separación de CO2 y N2, como parte del proceso de post combustión. En este

proceso tanto la presión del flujo de gas como la selectividad de la membrana

deben ser bajas, por lo que requiere etapas posteriores de reciclaje haciendo el

procedimiento no rentable.

En las membranas inorgánicas encontramos más opciones en el tipo de membrana como

se detalla a continuación:

Membranas metálicas, utilizadas en la captura en pre combustión, separando

CO2 y H2 mediante compuestos con aleaciones Pd.

Membranas microporosas, también utilizadas en la captura en pre combustión

separando CO2 y H2. Para este proceso la selectividad que se puede obtener

actualmente no es suficiente para separar más de 99.99% de H2.

Membranas transportadoras de iones, las cuales pueden ser usadas tanto en

captura en pre combustión como captura en oxi-combustión. Para el primer caso

se utilizan membranas conductoras de protones y para el segundo membranasconductoras de oxígeno.

e) Destilación criogénica

La información sobre este sistema es básica, y consiste a grandes rasgos en una serie de

etapas de compresión, enfriamiento y expansión, en las cuales los componentes del gas



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se pueden separar en una columna de destilación. Esta tecnología se utiliza sobre todo para separar las impurezas de una corriente de CO2 de alta pureza. Un esquema básico

se muestra en la figura 5. Sobre su aplicación se puede decir que no se ha utilizado a la

escala y condiciones, en términos de disponibilidad de costeo, que se necesita para los

sistemas de captura de CO2.

Dentro de los procesos donde se puede utilizar este sistema encontramos:

Separación de CO2 y CH4 en gas natural, donde se puede obtener entre 1 y 80%

del CO2 a alta presión (hasta 200 bar).

Separación de CO2 y H2 en gas sintético. En este proceso se obtiene entre 20 y40% con presiones entre 10 y 80 bar.

Purificación de los gases de la combustión en el proceso de oxi-combustión,

donde se pueden obtener concentraciones de CO2 entre 75 y 90%.

3. Captura de CO2 en Oxi-combustión

Este proceso se realiza durante la combustión y tiene un largo recorrido como tecnología

aplicada. Básicamente consiste en la utilización de oxígeno en lugar de aire para la combustión,

de ahí que los gases de escape están compuestos principalmente de H2O y CO2, que puede

separarse fácilmente del vapor de agua mediante condensación.

En la figura 6 se presenta un esquema básico de funcionamiento. Esta tecnología es utilizada en

centrales de nueva generación con ciclos agua-vapor extremadamente crítico, así como también

en Turbinas de Gas con o sin calderas de recuperación.

Figura 5. Esquema básico de la destilación criogénica



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Al ser una tecnología que está actualmente desarrollándose, existen muchos proyectos de

investigación en el tema buscando mejores desempeños y eficiencias de costos. En la Tabla 2 se

presentan los aspectos más importantes a desarrollar en los diferentes aspectos de esta

tecnología.

Figura 6. Diseño y esquema de operación de la oxi-combustión



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Aspecto del proceso Áreas críticas de desarrollo

ASU (Unidad de separación de aire)

- Destilación criogénica. Consumo de

auxiliares

- Membranas cerámicas que incrementan la

eficiencia

Combustión O2

- Combustión, ignición, estabilidad de

llama, temperaturas y perfiles de llama.

- Volumen del hogar. Absorción térmica

por unidad de superficie

- Grado de recirculación CO2

Filosofía de operación

- Flexibilidad de operación.

- Integración de la ASU.

- Disposición chorros de O2 puro, CO2

recirculado y transporte de carbón

Emisiones

- La cinética del NOx en llamas de

carbón no es aplicable.

- Cinética del SO2

- Composición de las cenizas

Materiales

- Propiedades de operación a larga plazo

y altas temperaturas.

- Ensayos de materiales avanzados

ultrasupercríticas.

- Potencial de corrosión para carbonescon altos contenidos de cenizas, S, Cl

Tabla 2. Aspectos a desarrollar en la calcificación/carbonización



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4. Estudios comparativo de tecnologías Para analizar comparativamente los diferentes procesos existentes para el tratamiento del CO2

conviene estudiar las ventajas y desventajas presentes en cada tecnología como se observa en la

tabla 3, lo que si bien permite compararlas, no es un buen criterio de discriminación pues se

encuentran en distintas fases de desarrollo y también la aplicabilidad no es al mismo tipo de

centrales en algunos casos lo que las hace excluyentes.

Tipo de tratamiento CO2 Ventajas Desventajas

Precombustión

-

La separación vía solvente físico oquímico está probada. Los gases de salida

salen a mayor presión y mayor

concentración de CO2 que la

postcombustión lo que reduce coste de

captura.

- La tecnología consigue menor cantidad de

impurezas: SOx y NOx y cenizas

- Es posible utilizar un amplio rango de

combustibles fósiles.

- El combustible primero debe ser

convertido a gas sintético previamente.

- Las turbinas de gas, calentadores y

calderas deben ser modificados para la

utilización de hidrógeno como

combustible.

- Requiere calor para regenerar el

absorbente.

Absorción química (postcombustión)

- Muchas de las tecnologías son

comerciales (absorción química),

separación de CO2 en yacimientos de gas

natural, producción de urea, metanol, etc.

- Requiere menores modificaciones de

centrales existentes

- Mayor volumen de gases a tratar que en

pre combustión

- Presencia de impurezas: SOx y NOx y

cenizas, que afectan la vida del

absorbente.

- Necesidad de nuevas materias primas

(≈0,3kg/TmCO2)

- Alto consumo energético en la

regeneración del absorbente

Calcinación/carbonatación (post combustión)

- Costo de absorbente

- Producción de energía (electricidad)

adicional lo que implica menor consumo

de energía.

- La desulfuración está incluida dentro del

propio proceso de captura del CO2.

- Material purgado (CaO) tiene un valor

añadido pues posee un valor comercial

(cementeras)

- Alto requerimiento de espacio.

- Necesidad de empleo de oxicombustión

en el calcinador.

- Escala laboratorio (previsiblemente en

escala piloto en breve)

- Control de proceso complejo

oxicombustión

- Aumento de quemados.

- Necesita una unidad de separación de aire

lo que eleva los costos.

- Degradación de zonas de radiación por

corrosión.

- Requiere investigación avanzada en

aspectos operativos y de mantenimiento

Tabla 2. Aspectos a desarrollar en la calcificación/carbonización



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Tecnologías de transporte de CO2 En esta sección se describen los aspectos técnicos y económicos del transporte de CO2 a través de

tubos en forma supercrítico, pero también por barco en estado líquido refrigerado. Se busca además

optimizar los aspectos energéticos del transporte por tubería y por buque de un sitio de la captura en

tierra o en alta mar a los puntos de inyección. Así, luego de haber extraído el CO2, se debe manejar que

hacer con él y naturalmente puede ser utilizado por algún otro proceso o ser tratado como desperdicio y

luego desechado. En la actualidad, dado al amplio crecimiento global que se desarrolla en las

tecnologías, se comenzó a usar de manera económica este material y está comenzando a crearse un

mercado de este producto cuya extracción no está perfeccionada al máximo y cuyo rendimiento

disminuye a medida que aumenta la cantidad de gases que se debe tratar, es decir, a mayor cantidad de

CO2 por extraer la técnica funciona con menor eficiencia. Para reducir los costos de este mercado, o en

el caso de que el CO2 sea desechado, el transporte juega un rol muy importante y sobre todo dada la

necesidad de que el gas sea movido hacia donde será almacenado.

Existen 2 opciones o tipos de transporte: Continuo o Discontinuo, ambos requiriendo de recursos

sustanciales en términos de energía y costos. Debido al comportamiento bajo diferentes presiones y

temperaturas del CO2 el transporte debe ser tratado adecuadamente para evitar formas sólidas.Previo al inicio del transporte del material este debe ser tratado a través de un rápido y simple

proceso, dependiendo cual sea el tipo de transporte. En el caso de que el transporte sea continuo, es

decir, a través de una tubería el CO2 debe ser manejado con cambios de temperaturas y de presión

mediante un compresor (figura 7) para su compactación y con esto una mayor cantidad de flujo puede

ser manejado en menos tiempo. En el caso del transporte discontinuo podemos ejemplificar con el caso

de un buque o barco que transporta el CO2 líquido criogenizado en barriles.



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1. Tipos de tecnología de transporte

a) Transporte Continuo

En la actualidad, los gasoductos funcionan como una tecnología de mercados maduros y

son el método más común de transporte de CO2. Por lo general, el CO2 gaseoso es

comprimido a una presión superior a 8 MPa con el fin de evitar regímenes de flujo de dos

fases y aumentar la densidad del CO2, facilitando y abaratando su transporte.

Existen en la actualidad más de 3300 km de tuberías dedicadas al transporte de CO2. El

principal país que utiliza este método es EEUU, consecuencia de la utilización de este

fluido en técnicas de recuperación de petróleo. En este tipo de transporte encontramos

aspectos esenciales a su funcionamiento, los cuales se destacan por separado.

Diseño de la tubería

- Presión: 10 – 20 Mpa (100 – 200 bar)

- El CO2 se encuentra en fase supercrítica (sobre 0,8 t/m3)

- Nivel de humedad más bajo posible (para evitar corrosión)

- No son necesarios aceros especiales.Diámetro estimado de la tubería en función del caudal másico a transportar y

la longitud del viaducto

Una central de carbón de última generación de 1000 MW, con un rendimiento del

45% en barras de central, produce trabajando a plena carga alrededor de 18.000

Fi ura 7. Efectos de la com resión de CO



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tCO2/día. Por lo tanto, el rango de diámetros de la tubería se situaría por encimade las 16 pulgadas. En la tabla 3 se muestran los diámetros de las tuberías de

transporte de CO2en función de las capacidades de transporte para cada uno

Tubería

Capacidad de transporte CO2

Potencia

equivalente

CT

Supercrítica

Potencia

equivalente

t/h CO2 Nm /h

CO2

t CO2/año MWb MWb

8” 206 1175988 1236785 - 655

10” 325 2253892 1947870 569 1032

12” 457 3171236 2740662 800 1452

14” 549 3809756 3292487 961 1745

16” 721 5004877 4325341 1263 2292

18” 909 6310240 5453468 1592 2889

20” 1128 7831476 6768158 1976 3586

b) Transporte discontinuo o por barco

En ciertas situaciones o lugares, el transporte de Co2 por buque puede resultar más

atractivo desde el punto de vista económico especialmente si el Co2 tiene que ser

transportado a largas distancias o a ultramar. El CO2 puede ser transportado en buques

cisterna a gran escala comercial (por lo general a una presión de 1.4 ~ 1.7 MPa y en unrango de temperatura de -25 y -30ºC), la capacidad típica de una de estas naves es de 850

a 1400 toneladas de CO2. Actualmente este proceso se lleva a cabo a pequeña escala

debido a la escasa demanda. Para cargar un barco con la mayor cantidad de CO2, el gas es

convertido en líquido por presurización o una combinación de presurización y

Tabla 3. Diámetros de tuberías de transporte de CO2 y capacidad de transporte



18

enfriamiento. Aprovechando estas bajas temperaturas a las que se mantienen, también hallevado a mezclarse con el mercado de alimentos para una mantención refrigerada de

estos. Las propiedades del CO2 licuado son similares a las de los gases de petróleo

licuado y la tecnología podría ampliarse para ajustarse a los grandes medios de transporte

de CO2 si se materializara la demanda de esos sistemas. Los camiones y los vagones

cisterna también son opciones viables ya que podrían transportar CO2 a una temperatura

de -20ºC y a una presión de 2 Mpa. Sin embargo son costosos en comparación con

gasoductos y los buques salvo a escalas reducidas y es poco probable que sea de utilidad a

transportes de gran escala.

2. Análisis comparativo de sistemas de transporte

Si se comparan ambos métodos se puede apreciar fácilmente que en cuanto a control de

flujo en cantidades y velocidad el transporte a través de tuberías es más conveniente dado

a su rápido control por válvulas en las tuberías y también es más estable a diferencia de la

velocidad de transporte de barcos u otros transportes lentos. La flexibilidad de tiempo

también es un factor que marca la diferencia, además el transporte discontinuo necesita de

un almacenamiento intermediario, es por eso que se debe optimizar la fase de transporte yde compresión.

Tecnologías de almacenamiento de CO2

1. Almacenamiento geológico

Corresponde al confinamiento del CO2 en una formación geológica idónea, cuya estructura

favorece su acumulación de forma estable y segura en el tiempo (escala geológica: cientos a

miles de años). Las formaciones geológicas idóneas para el almacenamiento de CO2 son las

sedimentarias, destacando aquellas que han retenido petróleo, gas natural, agua salada y

capas de carbón. El CO2 inyectado en los poros de la formación almacén migrará a través

de la roca, empujando y expulsando el fluido original contenido en los mismos. Para que el

CO2 pueda desplazarlo debe ser inyectado a una presión mayor de la existente en la

formación.



19

La inyección de CO2 es una técnica aplicada en la producción de petróleo: Desde la década de los 70 se aplica dicha tecnología (CO2-EOR) para mejorar la

recuperación de petróleo (denominada tercera fase de producción).

La técnica se aplica con éxito en campos de producción de EEUU, Canadá, y

Oriente (Turquía, entre otros)

Las principales formaciones geológicas consideradas:

Yacimientos/reservas de hidrocarburos: petróleo o gas natural:

Puede ser bombeada a los depósitos para llenar los espacios vacíos dejados por la

extracción de hidrocarburos. La geología de estos embalses es conocida y tienen

almacenes de petróleo y gas durante mucho tiempo haciéndolos buenos sitios para

el almacenamiento de CO2.

Acuíferos salinos profundos:

También puede ser almacenado en profundas aguas saladas entre formaciones

rocosas saturadas. Estos existen en todo el mundo y tienen el potencial para

almacenar grandes cantidades de CO2. Sin embargo, la geología y el efecto de las

emisiones de CO2 en estos acuíferos aún no se entienden a la perfección y se

necesita más investigación.

Capas de carbón no explotables:

Puede ser almacenado en las costuras de carbón profundas, donde se acumulará en

los poros de la superficie del carbón y en las fracturas. Esto tiene la ventaja

adicional de forzar el metano de los yacimientos de carbón que puede ser usado

como combustible.

2. Otras técnicas de almacenamiento de CO2 menos comunes a) Biológica de almacenamiento o confinamiento natural:

Hace referencia al proceso biológico en el que los ecosistemas marinos y terrestres

son capaces de absorber CO2 de la atmósfera. De esta forma no es necesario disponer

de ningún equipo que captura, ni ningún medio de transporte que aísle y desplace al



20

CO2 hasta un posible sumidero. Siempre ha existido este proceso mediante el cual seha venido regulando la concentración de CO2 en la atmósfera terrestre. Se trata de

hacer un uso más eficaz de los bosques en los que almacenar CO2 atmosférico a

través de la fotosíntesis. Este método es aplicable a la limitación de las emisiones de

CO2 (transporte, vivienda, etc.)

b) Almacenamiento en océanos:

Este método consiste en inyectar el CO2 captado directamente en los fondos

oceánicos (a más de mil metros de profundidad), en que la mayor parte quedaría

aislada de la atmósfera durante siglos. Ello puede lograrse mediante el transporte de

CO2 por gasoductos o buques a un lugar de almacenamiento oceánico, donde se

inyecta en la columna de agua del océano o en los fondos marinos.

Posteriormente, el CO2 disuelto y disperso se convertiría en parte del ciclo global del

carbono. El almacenamiento oceánico aún no se ha desplegado ni demostrado a escala

experimental y sigue en la fase de investigación. No obstante, se han realizado

experimentos sobre el terreno a pequeña escala, así como 25 años de estudios teóricos,

de laboratorio y modelos de almacenamiento oceánico intencional de CO2.Debido a que el dióxido de carbono es soluble en el agua, se producen intercambios

naturales de CO2 entre la atmósfera y las aguas en la superficie oceánica hasta que se

alcanza un equilibrio. Si la concentración atmosférica de CO2 aumenta, el océano

absorbe CO2 adicional gradualmente. De este modo, los océanos han absorbido

alrededor de 500 Gt de CO2 (140 Gt de C) de un total de 1 300 Gt de CO2 (350 Gt de

C) de emisiones antropógenas liberadas en la atmósfera durante los últimos 200 años.

Como resultado del aumento de las concentraciones atmosféricas de CO2 causadas

por actividades humanas relativas a niveles preindustriales, actualmente los océanos

absorben CO2 con una intensidad de unas 7 Gt de CO2 al año (2 Gt de C al año).

En la siguiente tabla las características principales de los dos sumideros con mayor

potencial de almacenamiento de CO2



21

Propiedad Fondos marinos Depósitos geológicosSecuestro o almacenamiento de

CO2

El carbono inyectado puede ser

medido

El carbono inyectado puede ser

medido

Propiedad

Las reservas serán móviles y

podrán estar en aguas

internacionales

Las reservas podrán estar en

depósitos que sobrepasen

fronteras nacionales o de

propiedad y podrán diferir de

los límites de la superficie

Decisiones de gestión

No habrá ninguna decisión

humana ulterior sobre el

mantenimiento una vez que se

haya realizado la inyección

Una vez realizada la inyección,

las decisiones humanas sobre elalmacenamiento prolongado

comprenderán un

mantenimiento mínimo, a

menos que el almacenamiento

interfiera con la recuperación

de los recursos

VigilanciaLos cambios en las reservas

quedarán registrados en modelos

La liberación de CO2 puede ser

detectada por medio de la

vigilancia física

Tiempo de retención previsto

Siglos, dependiendo de la

profundidad y el emplazamiento

de la inyección

Fundamentalmente

permanentes, salvo en caso de

perturbación física del depósito

Fugas físicas

Se producirán pérdidas con

seguridad como consecuencia

ulterior de la circulación marina

y la estabilización con la

atmósfera

Las pérdidas no son probables,

salvo en caso de perturbación

del depósito o de existencia de

trayectorias de fugas que no se

hayan detectado

Responsabilidad

Numerosas partes pueden

contribuir a la misma reserva de

CO2 almacenado, que puede

estar en aguas internacionales

Numerosas partes pueden

contribuir a la misma reserva

de CO2 almacenado, que puede

permanecer en el subsuelo de

diversos países

Tabla 4. Características de almacenamiento en océanos y bajo suelo



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MEDIDAS DE REDUCCIÓN DE ÓXIDOS DE NITRÓGENO

Mecanismos de formación de los NOx

Los NOx se refieren a un conjunto de emisiones de óxido nítrico NO, de dióxido nítrico NO2 y trazas

de otros, generados en la combustión. La combustión de cualquier combustible fósil produce un

determinado nivel de NOx debido a las altas temperaturas y a la disponibilidad de oxígeno y nitrógeno,

tanto en el aire comburente, como en el combustible. Las emisiones de NOx generadas en los procesos

de combustión están constituidas por un 90÷ 95% de NO, y el resto por NO2; cuando los humos

abandonan la chimenea, una gran parte del NO se oxida en la atmósfera, pasando a NO2.

El NO2 presente en los humos crea el penacho grisáceo que se puede ver saliendo de la chimenea deuna planta energética. Una vez en la atmósfera, el NO2 interviene en una serie de reacciones que

forman contaminantes secundarios.

El NO2 puede reaccionar con la luz solar y con radicales de hidrocarburos, para producir componentes

fotoquímicos de huminiebla (presencia de humos y niebla en algunas ciudades) y de lluvia ácida. Hay

dos mecanismos normales de formación de los NOx: térmico y del combustible

1. NOx térmico. Denomina al NOx formado, a alta temperatura, por la oxidación del

nitrógeno que se encuentra en el aire comburente; su velocidad de formación depende de la

temperatura y del tiempo de permanencia en la misma. Normalmente se forman cantidades

significativas de NOx en condiciones de oxidación por encima de los 2200ºF (1204ºC),

aumentando de forma exponencial con la temperatura; en esta situación, el N2 y el O2

moleculares presentes en la combustión, se disocian y pasan a su estado atómico,

participando en una serie de reacciones, siendo uno de los productos el NO.

Las tres reacciones principales participantes en el proceso, son:

N2 + O → NO + N

N + O2 → NO + O N + OH → NO + H

Los factores requeridos en una combustión completa: Temperatura alta, Tiempo prolongado de

residencia, Turbulencia elevada (las tres T de la combustión), tienden a incrementar la formación



23

del NOx térmico, por lo que se precisa de un cierto compromiso entre la combustión efectiva y la

formación controlada de NOx.

La formación del NOx térmico se controla reduciendo las temperaturas máxima y promedia de lallama, y se puede conseguir mediante una serie de modificaciones en el sistema de combustión:

Empleando quemadores de mezcla controlada, que reducen la turbulencia en la

región de la llama próxima al quemador, retardando el proceso de combustión, lo

que disminuye la temperatura de la llama, ya que de ella se extrae energía antes de

que se alcance la temperatura máxima

Mediante el escalonamiento de la combustión, aportando inicialmente una parte del

aire comburente, por lo que el combustible se oxida parcialmente quedandorelativamente frío respecto al resto del aire comburente, que se añade

posteriormente, para completar el proceso de combustión

Mezclando en el quemador parte de los humos generados con el aire comburente,

configurando una recirculación de humos; de esta forma se incrementan los gases a

calentar con la energía química del combustible, reduciéndose la temperatura de la

llama

Estas tecnologías se han utilizado eficientemente para reducir la formación de NOx quemando

gases, aceites y carbones; su utilización, o una combinación de las mismas, depende de los costes,

del combustible y de los requisitos reguladores.

Para aquellos combustibles que no tienen cantidades significativas de nitrógeno estructural, como

el gas natural, el NOx térmico se convierte en el principal contribuyente a las emisiones globales

de NOx siendo las tecnologías citadas efectivas para su control.

2. NOx del combustible

La principal fuente de emisiones de NOx procedentes del nitrógeno estructural contenido en

los combustibles, como parte de compuestos orgánicos en los carbones y aceites, se debe ala conversión del nitrógeno en NOx durante el proceso de combustión.

El NOx del combustible contribuye aproximadamente al 50% de las emisiones totales

incontroladas, cuando se queman aceites residuales, y a más del 80% en el caso de quemar



24

carbones. Durante el proceso de combustión, el nitrógeno se libera como radical libre que,

finalmente, forma NO o NO2.

El nitrógeno del combustible es un factor principal en las emisiones de NOx, pero sólo seconvierte en NO entre un 20÷ 30%; la mayor parte del NOx del combustible formado, se

realiza a través de una serie de reacciones, no bien conocidas, aunque parece que dicha

conversión tiene lugar mediante dos vías separadas, (figura 8).

a. Primera vía de reacciones. Durante la fase inicial de la combustión, se produce la

oxidación de las especies volátiles del nitrógeno; en la fase de desprendimiento, y

antes de la oxidación de los componentes volátiles en la zona de postcombustión, el

nitrógeno reacciona formando diversos compuestos intermedios, en las regiones dellama ricas en combustible, que se oxidan formando NO o se reducen a N2, formación

que depende de la relación estequiométrica local, combustible/aire. Se estima que este

mecanismo de desprendimiento de volátiles contribuye a la formación de un 60÷ 90 %

del global del NOx del combustible.

b. Segunda vía de reacciones. Se caracteriza por la liberación de radicales de nitrógeno

durante la combustión de la fracción de subcoque (char) del combustible; estas

reacciones son mucho más lentas que las correspondientes a las especies volátiles. La

conversión del nitrógeno estructural en NOx depende de la estequiometría, siendo

independiente de las variaciones de temperatura en la zona de combustión; esta

conversión se puede controlar, en las etapas iniciales de la combustión, reduciendo el

oxígeno disponible, de forma que, una gran parte del nitrógeno liberado durante la

fase de desprendimiento de volátiles se reduce a N2; esto es así, porque los radicales

Fi ura 8. Formación de NOx a artir del nitró eno contenido en el carbón, durante el roceso de combustión



25

de hidrocarburos desprendidos durante la liberación de volátiles, compiten frente al

nitrógeno en la captura del oxígeno libre disponible.

Las técnicas que controlan la estequiometría en la zona del desprendimiento inicial devolátiles, tales como las que producen las mezclas de combustible-aire, la combustión

escalonada dan lugar a reducciones significativas en las emisiones de NOx. Una parte

del NOx formado en la oxidación del nitrógeno estructural del combustible, en las

zonas ricas en combustible, constituye el NOx inmediato, nombre que se le asigna por

su muy temprana formación durante el proceso de combustión. Al principio, este NOx

se identificaba como diferencia entre las cantidades de las emisiones del NOx térmico,

observadas y calculadas.

El NOx inmediato aparece como consecuencia de la formación de especies

intermedias de cianuro de hidrógeno (HCN) y de la reacción entre el nitrógeno

molecular y los compuestos hidrocarburados, reacción a la que sigue la oxidación del

HCN a NO.

Aunque la formación del NOx inmediato depende muy poco de la temperatura, dicha

dependencia se hace más relevante en las condiciones de las zonas ricas en

combustible. Los modernos quemadores se diseñan para reducir los picos de

temperatura de las llamas, mediante el control de la mezcla combustible-aire. La

combustión se inicia en zonas ricas en combustible y se forma el NOx inmediato, en

concentraciones que van desde 0 hasta 100 partes por millón en volumen (100 ppmv)

de NO.

Control de las emisiones de NOx en generadores de vapor

Como los NOx se forman durante el proceso de combustión, las investigaciones se han centrado

sobre su control en la propia fuente; en la reducción de estas emisiones han resultado efectivas las

aplicaciones que controlan las mezclas combustible + aire, y las puntas de temperatura de la llama.Las emisiones de NOx se controlan mediante una cuidadosa selección del combustible, un cambio

selectivo del combustible

El combustible se selecciona mediante consideraciones de tipo económico; una vez elegido, las

emisiones de NOx se pueden minimizar con las técnicas de combustión de bajo NOx, postcombustión



26

La tecnología de combustión basada en el control del NOx es el procedimiento de coste global más

bajo, teniendo en cuenta que puede cumplimentar los requisitos de emisiones, tanto estatales como

locales; cuando se necesita un control más severo, se añade alguna técnica de postcombustión.1. Tratamientos previos a la combustión

A diferencia de lo que ocurre con los componentes de S y de partículas presentes en el

carbón, los compuestos de nitrógeno contenidos en el combustible no se pueden reducir o

eliminar tan fácilmente. La opción más común para reducir los niveles de NOx como

tratamiento previo a la combustión, consiste en cambiar a otro combustible con menor

contenido de nitrógeno.

En el caso de generadores de vapor capaces de quemar varios combustibles, con un mínimo

impacto en el ciclo de vapor, el cambio del combustible suele ser la solución de mínimo

coste.

En general, la combustión de cualquier tipo de carbón produce las emisiones más elevadas

de NOx; la combustión de aceite genera menos NOx que la del carbón y la del gas bastante

menos que la del aceite. En la composición del carbón hay otros factores, incluidos los

contenidos en volátiles, oxígeno y humedad, que son relevantes en la formación de NOx

durante la combustión, por lo que cuando se reduce el contenido en nitrógeno del carbón, no

se puede asegurar una reducción proporcional de NOx.

2. Técnicas de combustión

Los mecanismos específicos de reducción de NOx son:

La velocidad de la mezcla combustible-aire

La reducción de la disponibilidad de oxígeno en la zona de combustión inicial

La reducción de las puntas de temperatura de la llama

El desarrollo de sistemas de combustión específicos para reducir la formación de NOx

incluyen:Quemadores de bajo NOx, figura 8

Técnicas de combustión escalonada

Recirculación de humos (FGR)



27

Los sistemas más modernos pueden emitir menos de la tercera parte del NOx que el

producido por unidades viejas.

3. Técnicas de postcombustión

Muchas zonas requieren emisiones de NOx menores de las que económicamente es posible

obtener modificando sólo la propia combustión; para alcanzar reducciones superiores, se

aplican técnicas aguas abajo de la zona de combustión como la: Reducción Selectiva No

Catalítica (SNCR), Reducción Selectiva Catalítica (SCR).

En cada una de estas tecnologías, el NOx se reduce a N2 y H2 a través de una serie de

reacciones con un agente químico que se inyecta en el flujo de humos. Los agentes químicos

que se utilizan en las aplicaciones comerciales, son: El amoniaco y la urea para los sistemas

(SNCR), El amoniaco para los sistemas (SCR)

La mayoría de los sistemas que emplean amoniaco como agente de reducción le han

utilizado en estado anhidro; sin embargo, debido a los riesgos inherentes al almacenamiento

Figura 8. a) Quemador de carbón de bajo NOx, tipo DRB-4Z, reduce hasta el 80% de NOx con aire porencima del fuego. b) Quemador de carbón de bajo NOx con chorro de aire sobre el fuego

a

b



28

y manipulación del NH3, muchos sistemas han optado por el uso del amoniaco acuoso en

concentraciones del 25/28%.

La urea, (NH2)2CO, se puede almacenar como sólido o, mezclada con agua, como unasolución; un subproducto adicional de la inyección de urea es el CO2.

a. Técnica de la reducción selectiva no catalítica (SNCR)

Se dispone de dos procesos básicos de reducción selectiva no catalítica:

El primero utiliza un agente reductor (reactivo) a base de nitrógeno, como el

amoniaco, que ha desarrollado EXXON y que está patentado con el nombre

Termal De-NO2 (figura 9)

El segundo utiliza una tecnología basada en la urea, que se ha desarrollado con el patrocinio de EPRI (Electric Power Research Institute) (figura 10)

Figura 9. Reducción de NO3 con úrea y con amoníaco

Figura 10. Sistema SCR para reducción de NOx basado en la úrea



29

Aunque estas tecnologías tienen diferencias notables, el resultado final es similar; ambas técnicas

de reducción selectiva (SNCR) y (SCR) inyectan en el flujo de humos cargado de NOx un agente

reductor en una zona de temperatura especificada o a través de una ventana determinada, siendomuy importante que el agente reductor se mezcle con los humos adecuadamente y se disponga de

un tiempo de residencia adecuado para que se puedan producir las correspondientes reacciones

de reducción.

Las reacciones químicas correspondientes a ambos procesos son de la forma:

Amoníaco: 4 NO + 4 NH3 + O2 → 4 N2 + 6 H2O

Urea: 2 NO + ( NH2 )2 CO + 12 O2 → 2 N2 + 2 H2O + CO

El campo de temperaturas para cada una de estas reacciones, se sitúa entre 870 a 1150ºC , siendo

preferidas temperaturas superiores a 927ºC.

Por debajo de 870ºC, para ayudar a las reacciones se necesitan aceleradores químicos,

como el hidrógeno.

Se pueden agregar al reactivo sustancias químicas patentadas, para bajar el intervalo de

temperaturas en el que ocurre la reducción de los NOx.

Cuanto mayor es la temperatura dentro del campo citado, el amoniaco o la urea reaccionan tanto

más fácilmente con el oxígeno disponible para llegar a la formación de NOx, reacciones que son:

Significativas cuando la temperatura sobrepasa los 1093ºC

Dominantes cuando la temperatura llega a los 1204º

Para mantener la eficiencia de la reducción del NOx en niveles aceptables, en los transitorios de

cambios de carga, se utilizan niveles múltiples de inyección; grandes unidades pueden requerir

cuatro o más niveles de inyección.

El sistema de niveles múltiples se justifica por los cambios que experimenta el perfil de

temperaturas de los humos que se presentan al modificar la carga, por lo que hay que ajustar el

punto de inyección el amoniaco o la urea.El sistema (SNCR) se compone de un equipo para:

El almacenamiento y manipulación del amoniaco o la urea

La mezcla del agente reactivo con el fluido de transporte (aire comprimido, vapor o agua)

La inyección



30

El equipo principal del sistema (SNCR) es el de inyección, integrado por una serie de toberas

ubicadas en las paredes del hogar a distintas cotas, para alcanzar la temperatura de operación en

los humos. La mayoría de las aplicaciones ordinarias de estas tecnologías se hacen sobre calderasque queman residuos sólidos municipales o biomasa, en las que la zona de temperaturas idóneas

se ubica en la parte alta del hogar (figura 11). El número de toberas de inyección y su ubicación

se basan en la experiencia de obtener una buena distribución del agente reactivo en el interior del

flujo de humos.

Una de las diferencias entre la utilización de amoniaco o de urea, es que el amoniaco se inyecta,

normalmente, en el flujo de humos en estado gaseoso, mientras que la urea se inyecta como

solución acuosa. La tecnología de la urea implica un mayor tiempo de residencia para las

reacciones, debido al tiempo requerido para vaporizar las gotitas de líquido, una vez inyectadas

en el flujo de humos.

Cada vez son más frecuentes los sistemas para amoniaco acuoso, en los que el amoniaco se

inyecta en estado líquido, precisando un tiempo de residencia mayor para vaporizar las gotas. Enla figura 12 se hace una representación simple de un diagrama de flujo

para un sistema (SNCR) que utiliza NH3.

Figura 11. Aplicación del sistema (SNCR) a una caldera que quema residuos sólidos



31

Cuando el amoniaco o la urea se inyectan, es importante controlar el exceso de reactivo que no ha

reaccionado, ya que cuando la temperatura de los humos disminuye, el exceso de NH3 puede

reaccionar con otros productos formados en la combustión, principalmente trióxido de azufre

SO3, dando lugar a sales amónicas, como el sulfato y el bisulfato amónico, que son los

principales productos amónicos formados.

El sulfato amónico se encuentra seco y en partículas finas, de 1 a 3 micras de diámetro, lo

que contribuye a la formación de un penacho visible

El bisulfato amónico es un compuesto muy ácido y viscoso que, cuando se deposita en los

equipos ubicados aguas abajo, contribuye a configurar ensuciamientos, atascos y

corrosiones

Los niveles de reducción de NOx que se pueden alcanzar llegan al 70% en condiciones muycontroladas; en la práctica, para mantener unos niveles aceptables de consumo de reactivo,

arrastre de reactivo no utilizado, se llega a reducciones de las emisiones de NOx entre 30÷ 50%.

En las grandes calderas energéticas, el campo de temperaturas idóneo se presenta en las zonas de

paso hacia las superficies de convección, dando lugar a aplicaciones de mayor eficiencia,

especialmente en los remodelados o modernizaciones.

Los sistemas de base urea tienen ventajas sobre los sistemas de base amoníaco. La urea no es

tóxica, es un líquido menos volátil y se puede almacenar y manejar con mayor seguridad. Las

gotas de la solución de urea pueden penetrar más adentro en los humos cuando se inyectan dentro

de la caldera, mejorando la mezcla con los humos, lo cual es difícil en calderas grandes. Sin

embargo, la urea es más cara que el amoníaco. En la práctica, se necesita inyectar a los humos en

la caldera, más reactivo que la cantidad teórica para obtener un nivel específico de reducción de

Figura 12. Diagrama de flujo para un sistema (SNCR) que utiliza NH3



32

NOx. En el proceso de la (SNCR), la unidad de combustión actúa como una cámara de reacción.

El reactivo es inyectado dentro de las regiones radiantes y convectivas del sobrercalentador y del

recalentador, donde la temperatura de los humos está dentro del rango requerido. El sistema deinyección se diseña para promover la mezcla del reactivo con el gas de combustión. El número y

ubicación de los puntos de inyección se determinan por los perfiles de temperatura y los patrones

de flujo dentro de la unidad de combustión.

Ciertas aplicaciones son más adecuadas para la (SNCR) debido:

Al diseño de la unidad de combustión

A las temperaturas de salida del hogar de 840ºC a 1065ºC

Al tiempo de residencia superior a un segundo y con altos niveles de NOx no controladoDurante la operación a baja carga, la ubicación de la temperatura óptima sube en el interior de la

caldera y se requieren puntos adicionales de inyección. Para bajar el rango de temperatura al que

sucede la reacción de reducción de NOx, se pueden agregar elementos al reactivo para reducir la

necesidad de puntos de reinyección adicionales.

Ventajas:

Los costos de capital y de operación están entre los más bajos entre los métodos de

reducción de NOx

La reconversión de la (SNCR) es relativamente simple y requiere poco tiempo de paro en

unidades grandes y medianas

Es efectivo en costo para uso estacional o aplicaciones de carga variable

Se puede aplicar con controles de combustión para proporcionar mayores reducciones de

NOx

Acepta flujos de gases residuales

Desventajas:

La corriente de gas debe estar dentro de un campo de temperatura específico

No es aplicable a fuentes con bajas concentraciones de NOx como las turbinas de gas

Menores reducciones de NOx que con la Reducción Selectiva Catalítica (SCR)

Puede requerir limpieza del equipo aguas abajo



33

b. Técnica de la reducción selectiva catalítica (SCR)

Consideraciones de diseño

Los sistemas de reducción selectiva catalítica (SCR) reducen el NOx contenido en loshumos, por vía catalítica, dando lugar a N2 y H2O, mediante la utilización de amoniaco

como agente reductor. Esta tecnología constituye el método más eficiente de reducir las

emisiones de NOx cuando se requieren altas eficiencias (70÷ 90%). Las reacciones de

reducción del NOx tienen lugar cuando los humos atraviesan la cámara catalítica; antes

de que éstos entren en el catalizador, se inyecta el amoniaco y se mezcla con el flujo de

humos, figura 13.

La técnica de reducción selectiva catalítica (SCR) se utiliza cuando se requieren altas

eficiencias de eliminación de NOx en calderas industriales y energéticas, que quemen

madera, gas, aceite o carbón. Los sistemas (SCR) (650ºC) eliminan el NOx de los gases

de combustión mediante su reacción con el amoniaco inyectado (líquido o gaseoso); el NH3 se absorbe por la superficie del catalizador a base de óxidos metálicos, como por

ejemplo, (V2O5 ó WO3 sobre TiO2) y reacciona con los NOx en presencia de O2,

formando H2O y N2, de acuerdo con las reacciones:

Figura 13. Mecanismo de la técnica de reducción catalítica selectiva (SCR)



34

Al igual que en los sistemas (SNCR), las reacciones de los sistemas de reducción

selectiva catalítica (SCR) tienen lugar dentro de un campo óptimo de temperaturas.

Existen una gran variedad de agentes catalizadores; la mayoría opera en un margen de

temperaturas de 232 a 449ºC , estando las óptimas entre 357 a 449ºCLa temperatura mínima varía y depende de: El combustible, Las especificaciones de

humos, El agente catalizador, El contenido de SO2 que tengan los humos, que la

incrementan.

Conforme aumenta el contenido de S en los humos, el campo de temperaturas para poder

eliminar la formación de sales de sulfato amónico en el lecho del catalizador es menor.

Por encima de la temperatura máxima del citado campo, hay un determinado número de

agentes catalizadores que tienden a ser menos efectivos, siendo la fórmula química del

agente catalizador el punto clave para las características funcionales de un sistema

(SCR).

Aunque la fórmula de un catalizador suele ser secreta, el material catalizador

normalmente se sitúa en uno de los grupos siguientes:

Catal izadores de metales ordinarios y aleaciones

La mayor parte de los catalizadores están constituidos por aleaciones de metales

ordinarios; se componen de óxido de Ti con pequeñas cantidades de Va, Mo, y

W, o combinaciones de otros productos químicos activos. Los catalizadores demetales ordinarios son selectivos y operan en el margen de temperaturas

especificado. Su mayor inconveniente estriba en su potencial de oxidar el SO2 a

SO3, grado de oxidación que depende de la formulación química del catalizador.

Las cantidades de SO3 formadas pueden reaccionar con el NH3 arrastrado por el



35

flujo de humos, dando lugar a sales de sulfato amónico; este problema se puede

minimizar con un diseño del sistema y una formulación del catalizador

adecuados.Catal izadores de zeol i ta

Son relativamente nuevos en el control de las emisiones de NOx; son materiales

a base de silicatos de Al, cuya función es muy parecida a la de los catalizadores

de metales ordinarios. Una ventaja de las zeolitas radica en su más elevada

temperatura de operación, 521ºC. Los catalizadores de zeolitas pueden oxidar el

SO2 a SO3 y de ahí la necesidad de una cuidadosa coordinación con los

componentes de los humos y con las temperaturas de operación.

Catal izadores de metales preciosos

Se fabrican a partir de platino y rodio. Al mismo tiempo que actúan en la

reducción de NOx también pueden actuar como catalizadores oxidantes,

convirtiendo CO en CO2, bajo unas adecuadas condiciones de temperatura. No

obstante, la oxidación paralela del SO2 a SO3 y el coste elevado de los

catalizadores de metales preciosos, los hacen poco atractivos para la reducción

del NOx. La primitiva tecnología de los sistemas (SCR) utilizaba catalizadores

granulados (en forma de nódulos), que se amontonaban configurando un lecho.

Este material era efectivo para la reducción de NOx, pero su manipulación no era

fácil y frecuentemente introducía en el propio sistema una significativa caída de

presión, por lo que la tecnología de fabricación de catalizadores evolucionó hacia

bloques uniformes y mayores de material catalizador; los sistemas más modernos

de (SCR) utilizan catalizadores bloque fabricados con una configuración de

placas paralelas o alveolar (en forma de panal), figura 14

Figura 14. Catalizador configurado por placas en forma alveolar



36

La configuración tiene sus propias ventajas, como:

Cuando en el reactor de (SCR) se tratan flujos de humos cargados con partículas

en suspensión el catalizador de placas presenta menor caída de presión y esmenos susceptible de sufrir atoramientos y erosiones

El catalizador alveolar requiere menor volumen de reactor, para un área dada de

superficie global

El catalizador va alojado en un reactor estratégicamente ubicado en el sistema,

figura 15, que le expone a las temperaturas de reacción para el sistema (SCR).

El diseño del reactor incluye un sistema de sellado para impedir el bipaso de los

humos y para facilitar un soporte interno del material del catalizador.

La configuración del reactor puede ser vertical u horizontal, dependiendo:

Del combustible utilizado

Del espacio disponible

De la disposición del equipo que haya aguas arriba y aguas debajo de la

unidad catalizadora

Consideraciones sobre el amoníaco y estequiometría

En la figura 16 se presenta un diagrama de suministro y control de amoniaco, para un

sistema (SCR). El amoniaco puede ser anhidro o acuoso; en la mayoría de las

experiencias comerciales se ha utilizado anhidro, pero debido a problemas de seguridad

en las instalaciones de sistemas (SCR) se requiere acuoso. El amoniaco se transporta

Figura 15. Reactor (SCR) de NOx, indicando la posición de los catalizadores



37

hasta la planta y se almacena en tanques; a continuación se aplica una determinada

cantidad a la cámara vaporizadora en la que se mezcla con aire o vapor en una relación

aproximada de 1/ 20, y esta mezcla se introduce en el flujo de humos a través de unequipo de parrillas de inyección.

Parr i ll a de inyección de amoníaco (AI G)

A título de ejemplo, una parrilla de 70 ft (21 m) estaría compuesta de 12 tubos de

inyección vertical y 8 de inyección horizontal.; el número total de portillas de

inyección de la rejilla sería de 212. El suministro de los tubos de inyección está

equipado con un sistema de válvulas de control de flujo manual y placas con

orificios que actúan como válvulas de varias vías. Durante la puesta en servicio,

el flujo de la mezcla amoniaco/aire se ajusta en cada cabecera para potenciar la

distribución de amoníaco en los gases de combustión. Cada parrilla (específica

para cada unidad) se diseña para facilitar una distribución permanente y uniforme

de amoniaco a través de todo el flujo de humos; su configuración depende del

tamaño del conducto de humos y de la distancia entre la parrilla de inyección y laentrada en el lecho de materia catalizadora. A mayor distancia, menor será el

número de inyectores que se requieren para lograr una adecuada mezcla.

El control básico del proceso facilita un flujo de amoniaco con una relación

molar NH3/NOx constante.

Figura 16. Sistema de suministro y control de la mezcla NH3/aire de dilución



38

El producto de la concentración de NOx a la entrada y del flujo de humos de la

caldera, proporciona una señal de flujo de NOx.

El control del flujo de amoniaco se establece multiplicando la señal de flujo de

NOx por la relación molar NH3/NOx que se haya fijado con el punto de ajuste.

La estequiometría de la reducción de NOx suele estar en una relación molar NH3/ NOx= 1; de esto se deduce que, para eliminar por ejemplo un 80% de NOx

se requiere una relación molar NH3/ NOx = 0,8.

Sin embargo, para tener en cuenta el arrastre de amoniaco que no ha reaccionado

(deslizamiento de NH3), la relación molar real que se precisa es algo mayor. Con

el fin de compensar el retraso en el tiempo de reacción, durante los cambios de

carga de la caldera repentinos, existen otras relaciones, como:

Una más rica que la estándar, para incrementos de carga

Una más pobre que la estándar, para reducciones de carga

Ubicación del sistema (SCR) en una unidad generadora de vapor

Para vigilar todos los contaminantes atmosféricos, se requiere un sistema de

monitorización continua de emisiones (CEM).

Los datos generados por este sistema se utilizan por el control del flujo de amoniaco,

para alcanzar los niveles de emisión de NOx requeridos.

Los puntos principales a considerar, para un diseño (CEM) incluyen:

Las restricciones de espacio

La ubicación de los equipos existentes, en proyectos de modernización o

reequipamiento

Los requisitos de temperatura.



39

El combustible y el coste. La figura 17 presenta algunas opciones sobre dónde se

puede colocar el sistema (SCR) en una unidad generadora de vapor.

En el caso de calderas nuevas, o cuando hay espacio disponible para una

modernización, se prefiere la disposición (a),que facilita el perfil óptimo de

temperatura

La disposición (b) se desarrolló originalmente para una modernización con

limitación de espacio; sus costes de inversión y de operación son mucho más

altos que los similares de la disposición (a), debido a la necesidad de contar con

cambiadores de calor gas/gas y una fuente externa de calor

En la disposición (c) se muestra la aplicación de la tecnología (SCR) para el casode un sistema de ciclo combinado dotado con generadores de vapor

recuperadores de calor (HRSG)

Figura 17. Algunos ejemplos de configuración del sistema (SCR)



40

La reducción selectiva catalítica (SCR) se debe tomar en consideración cuando la

tecnología de combustión con bajo NOx facilite una insuficiente reducción del mismo,

para complementar los correspondientes requisitos locales sobre emisión de estecontaminante.

La tecnología (SCR) ha demostrado que es fiable y que es capaz de reducir las emisiones

de NOx hasta un 90% y más en algunos casos especiales.

Futuro

Los avances registrados en los sistemas (SCR) se han centrado en desarrollos del

catalizador para:

Mejorar su resistencia a la erosiónIncrementar su resistencia a la desactivación química

Disminuir la conversión de SO2 en SO3

Lograr extender el campo útil de temperaturas aptas para la reducción del NOx

Los materiales catalizadores como zeolitas y metales preciosos son innovaciones

bastante recientes. La experimentación de procesos de reducción selectiva no catalítica

(SNCR) ha considerado otras alternativas como la urea, el ácido cianúrico, el sulfato

amónico, y la utilización de retenedores, como el metanol, inyectados con el reactivo del

NOx.

Un caso especial de tecnología de inyección es el que se refiere a las aminas orgánicas; por

ejemplo, la metilamina reacciona con el HNO2 para formar metanol y nitrógeno, que es una

reacción en fase gaseosa a baja temperatura, frente a las reacciones ordinarias a alta temperatura.

Sin embargo, la concentración en fase gaseosa de HNO2 se limita por la oxidación del NO a

NO2; esta tecnología todavía se encuentra en fase de desarrollo.

Existen una gran variedad de sistemas de postcombustión para el control del NOx que se

encuentran en diversos estados de demostración y desarrollo; muchos de ellos combinan lossistemas de control de NOx y de SO2. Los sistemas (SNCR) y (SCR) básicamente procesan una

reducción en seco del NOx mediante amoniaco o urea, mientras que otros sistemas más

avanzados, que se encuentran en desarrollo, ofrecen una gran variedad de opciones, como:

Absorción acuosa o seca mediante sólidos



41

Absorción más oxidación mediante un líquido

Absorción más reducción mediante un líquido



42

REFERENCIAS

[1] Consejo Superior se Investigaciones Científicas. Página web: digital.csic.es. Sección

Comunidad – Instituto de Carboquímica

[2] http://www.carbunion.com/

[3] http://ocw.uniovi.es/course/

[4] http://www.controlquimico.es/index.php/control-quimico-de-emisiones

[5] http://libros.redsauce.net/

[6] Pontificia Universidad Católica de Chile. Disponible en internet:

http://web.ing.puc.cl/~ipre/site/

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Métodos de Tratamientos de Gases de Combustión Del Carbón Mineral Co2 y Nox