UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERÍA MECÁNICA

ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA PLANTAS TERMOELÉCTRICAS EN TORNO A CENTROS DE PRODUCCIÓN DE COQUE

Por: Juliana Cartaya Escalona

INFORME DE PASANTÍA Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Mecánico

Sartenejas, Enero de 2013

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERÍA MECÁNICA

ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA PLANTAS TERMOELÉCTRICAS EN TORNO A CENTROS DE PRODUCCIÓN DE COQUE

Por: Juliana Cartaya Escalona

Realizado con la asesoría de: Tutor Académico: Pedro Pieretti Tutor Industrial: Isidro Barboza

INFORME DE PASANTÍA Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Mecánico

Sartenejas, Enero de 2013

Resumen Considerando que se estima una producción futura de coque de petróleo en el país de alrededor de 54.000 toneladas diarias y que las propiedades del mismo lo clasifican como potencial combustible para la generación de electricidad, se ha planteado el estudio de factibilidad de instalación de centrales termoeléctricas utilizando coque de petróleo en torno a los centros de producción, de modo de satisfacer tanto la demanda eléctrica del sector petrolero como de las poblaciones cercanas a los centros de producción. Parte del estudio de factibilidad corresponde a la determinación de los equipos de combustión y control ambiental adecuados a las características del coque de petróleo venezolano, además de la determinación de cantidad de insumos, productos y subproductos que son necesarios para el funcionamiento de una central utilizando dicho combustible. Para esta tarea fue necesaria la investigación de las características de las calderas utilizadas para la combustión de coque de petróleo y de los equipos de control ambiental necesarios para disminuir las emisiones de óxidos de azufre, óxidos de nitrógeno y partículas, haciendo posterior uso del programa SteamPro™ para la determinación de eficiencias y flujos másicos de las configuraciones de centrales termoeléctricas planteadas. En base a resultados iniciales de SteamPro™, los cuales diferían de datos de centrales en operación utilizando coque petrolero, fue necesario el ajuste de las simulaciones a través del cálculo de la eficiencia de las calderas, siendo éste un factor importante a considerar y estudiar más a profundidad para el caso de la combustión de coque de petróleo.

Palabras clave: coque de petróleo, central termoeléctrica, insumo, producto, subproducto, combustión, control ambiental, SteamPro™, flujo másico, eficiencia, caldera.

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Índice General Introducción ................................................................................................................................. 1 1. Obtención y características del coque de petróleo en Venezuela ...................................... 7 1.1. Concepto de coquificación retardada ........................................................................ 7 1.2. La coquificación retardada en una refinería ............................................................... 8 1.3. Tipos de coque petrolero y sus características .......................................................... 10 1.4. Producción y características del coque venezolano ................................................... 14 2. Características de centrales termoeléctricas a vapor y sus componentes .......................... 19 2.1. Ciclo Rankine ..................................................................................................... 19 2.2. Caldera .............................................................................................................. 22 2.3. Conjunto turbina-generador................................................................................... 25 2.4. Sistema de enfriamiento ....................................................................................... 28 2.5. Equipos de control ambiental ................................................................................ 29 3. Uso de coque de petróleo en centrales termoeléctricas a vapor ...................................... 34 3.1. Experiencia mundial ............................................................................................ 34 3.2. Descripción de equipos de combustión para el coque de petróleo ................................ 37 3.3. Descripción de equipos de control ambiental asociados a la combustión de coque de petróleo .................................................................................................................... 42 4. Uso de SteamPro™ para simulación de centrales termoeléctrica con coque como único combustible .............................................................................................................. 52 4.1. Interfaz de SteamPro™ ........................................................................................ 52 5. Premisas para las simulaciones ................................................................................. 65 5.1. Relevancia de las simulaciones .............................................................................. 65 v

5.2. Características del combustible .............................................................................. 66 5.3. Características del sitio de instalación ..................................................................... 68 5.4. Características de equipos seleccionados por bloque individual de generación .............. 69 6. Ajuste a las simulaciones en SteamPro™ utilizando datos de fabricantes ........................ 73 6.1. Observaciones respecto a simulaciones preliminares ................................................. 73 6.2 Cálculos para la obtención de eficiencias representativas de calderas de combustión directa y lecho fluidizado circulante quemando coque de petróleo ............................................... 77 6.3. Ajuste de los flujos de caliza ................................................................................. 82 6.4. Ajuste de las concentraciones de NOx a la salida de la caldera .................................... 83 6.5. Ajuste de los flujos de ceniza volante y de fondo ...................................................... 84 7. Presentación y discusión de resultados ...................................................................... 86 7.1. Resultados y discusión de simulaciones con calderas de combustión directa ................. 86 7.2. Resultados y discusión de simulaciones con calderas de lecho fluidizado circulante....... 97 7.3. Comparación entre simulaciones con calderas de combustión directa y lecho fluidizado circulante ............................................................................................................... 106 Conclusiones .......................................................................................................... 111 Recomendaciones .................................................................................................... 114 Referencias ............................................................................................................. 117

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Índice de tablas Tabla 6.1. Resultados de insumos y productos sólidos de simulaciones preliminares…..............74 Tabla 7.1. Resultados de simulaciones con calderas de combustión directa.................................88 Tabla 7.2. Resultados de simulaciones con calderas de lecho fluidizado circulante.....................99

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Índice de figuras Figura 2.1. Ciclo Rankine Simple………………………………………………………………..19 Figura 2.2. Lineamientos de la calidad del aire según la Organización Mundial de la Salud para centrales de capacidad igual o mayor a 50 MW……………………………………………….....33 Figura 3.1 Tecnologías de combustión para la generación de electricidad a partir de coque de petróleo …………………………………………………………………………………………..36 Figura 3.2. Partes, insumos y productos de una caldera de lecho fluidizado circulante………....39 Figura 3.3. Partes principales de un depurador húmedo………………………………………....44 Figura 3.4. Llama de un quemador de bajo NOx………………………………………………...47 Figura 3.5. Funcionamiento básico de un precipitador electrostático……………………………50 Figura 4.1. Interfaz para nuevo diseño en SteamPro™…………………………………………..53 Figura 4.2. Esquema general de central termoeléctrica a vapor diseñada en SteamPro™……….63 Figura 5.1. Definición del combustible en SteamPro™………………………………...………..67

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Lista de símbolos Símbolos C

Carbono

Ca

Calcio

CaCO3

Carbonato de calcio o piedra caliza pura

CaO

Óxido de calcio o cal

CaSO4

Sulfato de calcio

CaSO4.H2O

Sulfato de calcio hidratado o yeso producto de depuración con piedra caliza

Ce

Concentración de un compuesto a la entrada del equipo de control ambiental

CP

Capacidad nominal del generador

CO

Monóxido de carbono

CO2

Dióxido de carbono

Cs

Concentración de un compuesto a la salida del equipo de control ambiental

FP

Factor de potencia del generador

H

Hidrógeno

H+

Ión de hidrógeno

H2SO4

Ácido sulfúrico

ha

Entalpía del agua de alimentación a la salida del último calentador de agua

hv

Entalpía del vapor sobrecalentado

ma

Flujo másico del agua de alimentación a la salida del último calentador de agua

mb

Flujo másico de purga de agua en la caldera

mc

Flujo másico del combustible

mr

Flujo másico de agua de reposición para la caldera

mv

Flujo másico del vapor sobrecalentado

N2O

Óxido nitroso ix

NO

Óxido nítrico

NO2

Dióxido de nitrógeno

NOx

Óxidos de nitrógeno

O

Oxígeno

P

Presión

Pa

Presión del agua de alimentación a la salida del último calentador de agua

PC

Poder calorífico del combustible

PCS

Poder Calorífico Superior

PotAux

Potencia auxiliar de la central termoeléctrica

Pv

Presión del vapor sobrecalentado

S

Azufre

s

Entropía

SO2

Dióxido de azufre

SO3

Trióxido de azufre

SO42-

Radical sulfato

SOx

Óxidos de azufre

T

Temperatura

Ta

Temperatura del agua de alimentación a la salida del último calentador de agua

Tv

Temperatura del vapor sobrecalentado

Va2O5

Pentóxido de vanadio

ηc

Eficiencia de la caldera

ηg

Eficiencia global de la central termoeléctrica

ηgFEN

Eficiencia global de la central de Frontier Energy Niigata

ηn

Eficiencia neta de la central termoeléctrica

ηnFEN

Eficiencia neta de la central de Frontier Energy Niigata x

ηr

Eficiencia de remoción de equipo de control ambiental

ηt

Eficiencia del ciclo de vapor

Cantidades físicas Tonelada [ton] Megavatio [MW] Grado Centígrado [°C] Milímetro de mercurio [mm Hg] Milímetros [mm] Parte por millón [ppm] Unidad térmica británica por libra [Btu/lb] Kilocaloría por kilogramo [kcal/kg] Grado Kelvin [K] Megapascal [MPa] Bar [bar] Metro por segundo [m/s] Micrómetro [µm] Microgramo por metro cúbico normalizado [µg/Nm3] Toneladas por hora [ton/h] Kilojoules por kilogramo [kJ/kg] Kilogramos por hora [kg/h] Parte por millón en base a volumen [ppmv]

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Lista de abreviaturas CIJAA

Complejo Industrial José Antonio Anzoátegui

CRP

Complejo Refinador Paraguaná

INTEVEP

Instituto de Tecnología Venezolana para el Petróleo

WHO

World Health Organization, con traducción al español de Organización Mundial de la Salud

MHI

Mitsubishi Heavy Industries

PDVSA

Petróleos de Venezuela, Sociedad Anónima

FEN

Frontier Energy Niigata

HHV

Higher Heating Value, con traducción al español de Poder Calorífico Alto

LHV

Lower Heating Value, con traducción al español de Poder Calorífico Bajo

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Introducción Antecedentes La refinación del crudo extrapesado involucra el uso de equipos de coquificación, los cuales utilizan el residuo de crudo, producto de la previa destilación atmosférica y al vacío, y aprovechan el contenido restante de hidrocarburos para la producción de nafta, gas licuado de petróleo, gasoil pesado y gasoil liviano, quedando como residuo final el coque de petróleo. En la actualidad hay 6 unidades del tipo coquificación retardada en Venezuela. Dentro del Complejo Industrial José Antonio Anzoátegui (CIJAA) hay 4 unidades, produciéndose diariamente 15.062 toneladas de coque de petróleo. Dentro del Complejo Refinador Paraguaná (CRP) hay 2 unidades, produciéndose diariamente 5.200 toneladas de coque de petróleo. En CRP, específicamente en Amuay, hay instalada además una unidad del tipo Flexicoking, estando la producción de esta unidad alrededor de 450 toneladas diarias de coque de petróleo. Adicionalmente está planteada la instalación de unidades de coquificación retardada en la Faja del Orinoco y de unidades de tecnología HDHPlus (desarrollada por INTEVEP) en la Refinería de Puerto La Cruz, con lo que se estima una producción futura de aproximadamente 54.000 toneladas diarias de coque, lo que equivaldría a una generación de 7.200 MW eléctricos. Dada la alta producción de coque asociada a cada uno de los centros de producción, se han planteado distintas opciones para su uso nacional, sin embargo los usos dependen fuertemente de las características del crudo tratado. Para el caso del coque venezolano, el mismo proviene de un crudo extrapesado, rico en sustancias como azufre, vanadio y níquel, quedando todas estas sustancias contenidas en el fondo del tambor, es decir, en el coque. Dadas estas características, el coque no puede ser utilizado como materia prima para ánodos en la industria siderúrgica, pero sí puede ser destinado como combustible para calderas en plantas termoeléctricas, experiencia ya comprobada de forma exitosa en países como Estados Unidos, China, México y Japón. Considerando la alta producción actual de coque del CIJAA, la instalación de una planta termoeléctrica aledaña al complejo tendría prioridad en un plan nacional de instalación de plantas termoeléctricas en base a coque de petróleo en torno a centros de producción. En el año 2010, el Instituto Tecnológico Venezolano del Petróleo (INTEVEP) elaboró una serie de documentos relacionados a la posible instalación de una planta termoeléctrica en base a coque de petróleo proveniente del CIJAA. Entre los documentos existe uno llamado “Muestreo, preparación y caracterización del coque de petróleo venezolano”, en el cual se detallan las propiedades del

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coque proveniente tanto de los 4 mejoradores del complejo como de la pila de almacenamiento general. Los otros documentos recopilan investigación preliminar relacionada a selección de tecnología para combustión de coque, y entre los temas estudiados están las tecnologías de combustión, tecnologías de tratamiento de gases post-combustión, tecnologías de tratamiento de líquidos y efluentes y tecnologías de almacenamiento y transporte del coque de petróleo. La información generada por INTEVEP sirve de base para un estudio más detallado acerca de cada una de las tecnologías de combustión junto con los equipos, insumos, productos y subproductos asociados, para posteriormente hacer una comparación apropiada y seleccionar el diseño más adecuado según las condiciones del sitio de instalación de cada planta. Justificación La pasantía consiste en la realización de simulaciones de plantas termoeléctricas en base a coque como único combustible. El programa a utilizar para dichas simulaciones es SteamPro™, de la empresa Thermoflow Inc., el cual permite al usuario el diseño de plantas termoeléctricas en base a turbinas a vapor, y a través del cual se generan valores tales como flujos másicos, temperaturas, presiones y eficiencias tanto globales como para bloques específicos de la planta. Dichas simulaciones son de gran importancia para la fase de visualización de un proyecto de instalación de plantas termoeléctricas, ya que brindan unas cantidades preliminares en cuanto a insumos necesarios, subproductos, áreas requeridas y emisiones al ambiente según la capacidad de la planta a instalar. Otro beneficio adicional de las simulaciones es que permiten la comparación de distintas tecnologías en cuanto a las cantidades previamente mencionadas, pudiendo realizarse distintas combinaciones posibles de dispositivos correspondientes a bloques específicos de la planta hasta encontrar la combinación óptima según las condiciones del sitio de instalación seleccionado. Al momento de contar con información específica de los fabricantes de equipos es importante hacer los cambios pertinentes en el programa, ya que el uso de datos de equipos funcionando en plantas existentes permite optimizar las simulaciones y obtener resultados ajustados a la realidad. Las simulaciones de las plantas termoeléctricas deben realizarse simultáneamente con la investigación pertinente para el entendimiento tanto de los datos requeridos por el programa como de los resultados generados por el mismo. Entre los tópicos a investigar se incluyen: características del combustible a utilizar, siendo en este caso el coque petrolero, bases de diseño de las plantas termoeléctricas, bloques y equipos asociados a una planta termoeléctrica, equipos

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de combustión adecuados para el combustible a manejar, normativas tanto nacionales como internacionales en cuanto emisiones de gases contaminantes. El estudio de las características y usos particulares del coque venezolano implica un mayor entendimiento y concientización acerca de las bondades de los recursos con que cuenta el país, y este proyecto tiene la capacidad de servir de estímulo para la realización de investigación adicional y más especializada en cuanto al tópico. Considerando entonces que las características del coque venezolano lo hacen apto como combustible y que la producción nacional irá en aumento en los próximos años, los proyectos de plantas termoeléctricas en base a coque como único combustible contemplan un mayor aprovechamiento del crudo venezolano. Las plantas termoeléctricas serían entonces un valor agregado para el país, estimulando la inversión en investigación y tecnología, utilizando de mejores formas los productos y subproductos de la refinación, generando productos y subproductos necesarios en el mercado nacional y creando empleos para la población. Planteamiento del problema Se estima que la producción futura de coque en Venezuela será de aproximadamente 65.000 toneladas por día, debido a que la refinación de crudo en el país será en su mayoría de crudo extrapesado proveniente de la Faja Petrolífera del Orinoco, el cual se caracteriza por altos contenidos de azufre y metales pesados como níquel y vanadio. El coque, siendo el material de fondo de los tambores de coquificación, es un subproducto con un poder calorífico más alto que el carbón, a pesar de ser portador del azufre y de los metales pesados no deseados en los productos de más valor comercial obtenidos también del proceso de coquificación. Estas características clasifican al coque como combustible potencial para plantas termoeléctricas en base a turbinas de vapor, por lo que es un material aprovechable, del cual se pueden obtener ganancias no sólo por su venta a otros países, sino para además suplir tanto la demanda eléctrica de la industria petrolera como la demanda eléctrica nacional. La instalación de plantas termoeléctricas en base a coque implica un uso eficiente de los productos de refinación, y su instalación en torno a los centros de producción elimina el transporte de material desde centros en los cuales el acceso a puertos marítimos sea restringido o en el que la instalación de equipos de transporte y manejo sea complicado. El uso del coque como combustible en plantas termoeléctricas ha sido probado con éxito desde hace varios años en países como Estados Unidos, China, México y Japón, pero las características

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específicas del coque de petróleo venezolano y las condiciones de los sitios de instalación son factores importantes que hay que tomar en cuenta y analizar al momento de estudiar la factibilidad de este potencial uso. El alto contenido de azufre y de metales pesados es quizás uno de los factores más importantes en el diseño de una planta termoeléctrica utilizando coque venezolano. El azufre es transformado en la caldera en distintos óxidos de azufre, los cuales son altamente contaminantes para el ambiente, mientras que los metales pesados como el vanadio y níquel pueden causar corrosión y erosión en los equipos en contacto con los gases postcombustión. En la actualidad hay distintas configuraciones de plantas termoeléctricas para contrarrestar estos problemas y la selección y características específicas de cada una va a depender de los niveles de emisiones de gases contaminantes y de la disponibilidad planteados en la etapa de diseño de la planta. Para cada una de las configuraciones que se planteen, es necesario a su vez determinar la cantidad de insumos, productos y subproductos asociados, de modo de estudiar también los mercados de obtención o de colocación de materiales y los espacios y equipos adicionales requeridos para su almacenamiento y distribución. Como se puede apreciar, a pesar de que el uso de coque en plantas termoeléctricas está exitosamente comprobado a nivel mundial, es importante tener en cuenta que la instalación de una planta termoeléctrica con coque venezolano implica la ponderación de varios factores, y es necesario contar con valores característicos que permitan hacer una comparación objetiva entre las distintas tecnologías disponibles en el mercado. Objetivo general 

Realizar simulaciones de plantas termoeléctricas en base a coque en el programa SteamPro™, de modo de obtener valores de eficiencias, insumos, productos y subproductos asociados a dichas plantas que permitan una comparación entre distintas opciones de diseño.

Objetivos específicos 

Caracterizar el coque venezolano como potencial combustible en plantas termoeléctricas, utilizando principalmente la información generada por INTEVEP en cuanto a las características del coque producido en los sitios de instalación planteados.

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

Caracterizar las tecnologías comercialmente probadas para la combustión de coque en plantas termoeléctricas, utilizando principalmente información generada por INTEVEP y aquella suministrada por fabricantes o licenciantes de equipos.



Caracterizar las configuraciones típicas de plantas termoeléctricas en base a turbinas de vapor, según los bloques principales de caldera, conjunto turbina-generador, sistema de enfriamiento y equipos de control ambiental.



Simular en SteamPro™ distintos diseños de plantas termoeléctricas, variando las opciones de equipos utilizados en cada uno de los bloques de la planta y sus características correspondientes, teniendo definidas las condiciones del sitio de instalación y la capacidad de generación por bloque.



Optimizar los resultados de las simulaciones en SteamPro™ utilizando información de fabricantes o licenciantes de equipos utilizados actualmente en plantas termoeléctricas en base a coque.



Generar valores característicos para los distintos diseños de plantas termoeléctricas en base a coque en cuanto a eficiencias globales y locales, cantidades de insumos, productos y subproductos usando los resultados de las simulaciones en SteamPro™ y datos de fabricantes o licenciantes de equipos utilizados en plantas existentes.



Señalar las ventajas y desventajas de cada uno de los diseños de plantas termoeléctricas simulados en base a los resultados de las simulaciones y valores característicos generados.



Comparar los diseños de plantas termoeléctricas simulados según las ventajas y desventajas de cada una y la viabilidad de instalación en los sitios planteados.

Descripción de la empresa Asincro C.A. fue fundada en el año 1974 con el objetivo de prestar servicios de ingeniería al sector eléctrico nacional, realizando estudios y proyectos para dicho sector, específicamente en las áreas de generación, transmisión y distribución de electricidad. Al inicio de los años ochenta, Asincro amplía sus operaciones hacia la industria petrolera, petroquímica y al sector privado industrial, profundizando su especialización con Planificación y Control de Proyectos y Gerencia de Procura y Construcción. Actualmente Asincro, además de ser reconocida como la empresa líder a nivel nacional en el desarrollo de proyectos de Sistemas Eléctricos de Potencia, ofrece un servicio integral partiendo de estudios básicos e ingenierías conceptuales hasta la ejecución de obras, incluyendo operación y mantenimiento.

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A pesar de que más del 80% de la experiencia de Asincro se encuentra en proyectos relacionados con el sector eléctrico, la empresa tiene la capacidad de desarrollar proyectos en otros sectores, incluyendo el petrolero y la minería. La experiencia entonces de la empresa se puede dividir en los siguientes sectores: Sector Eléctrico: -Ingeniería, Procura y Construcción en generación hidroeléctrica y termoeléctrica. -Ingeniería, Procura y Construcción de líneas y subestaciones. -Estudios de Costos y Tarifas. -Evaluación de Sistemas Eléctricos. Sector Petrolero y Petroquímico: -Proyectos de Servicios Industriales para refinerías y plantas petroquímicas. -Sistemas de Producción de Crudo y Gas.

CAPÍTULO 1 OBTENCIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL COQUE DE PETRÓLEO EN VENEZUELA 1.1. Concepto de coquificación retardada El coque de petróleo es un subproducto sólido del mejoramiento de crudo extrapesado, el cual se caracteriza por su alto poder calorífico y alto contenido de azufre y de metales pesados como níquel y vanadio. Actualmente en Venezuela se producen cerca de 21.300 toneladas diarias de coque, de las cuales 20.802 son producto del proceso de coquificación retardada, correspondiendo 15.602 a la producción del CIJAA y 5.200 a la producción del CRP, representando entre las dos producciones el 98% de coque de petróleo producido en el país [1]. La coquificación retardada consiste en un craqueo térmico de los residuos atmosféricos y de vacío de petróleo para mejorarlos y convertirlos en productos líquidos y gaseosos como nafta, gas licuado de petróleo, gasoil pesado y gasoil liviano, dejando de material de fondo el coque de petróleo. El proceso consta de dos estructuras principales, las cuales son el fraccionador y el tambor de coque. En el fraccionador se precalienta el residuo de crudo, para pasar después a un horno, donde es calentado hasta temperaturas de craqueo térmico junto con vapor de agua, formando vapores de hidrocarburos a altas temperaturas. Del horno, el vapor de hidrocarburos pasa al tambor de coque, y por intercambio de calor con las paredes del tambor, parte del vapor pasa a fase líquida y circula por canales dentro del tambor hasta llegar al fondo, en el cual se forma una piscina de coque sólido acumulado en la parte inferior y de líquido remanente caliente en la parte superior. La otra parte del vapor formado después del craqueo térmico pasa del tambor de coque hacia el fraccionador, donde es fraccionado y en cada parte es llevado a las temperaturas correspondientes de formación de componentes como gas de petróleo, nafta, gasoil liviano y gasoil pesado. Hay tres tipos de estructuras físicas posibles del coque de petróleo: de perdigón, de esponja y de aguja. El tipo de estructura obtenido depende fuertemente de las propiedades del residuo de

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petróleo usado como alimentación en el proceso de coquificación retardada y de las temperaturas y tiempo de residencia utilizados en el proceso. Tanto el tipo de estructura de coque obtenido como las características químicas específicas del mismo determinan los usos posibles, siendo los principales usos del coque el de combustible para la generación de vapor o el de materia prima para la creación de ánodos o electrodos a usar en la industria del aluminio o del acero respectivamente. 1.2. La coquificación retardada en una refinería El material de alimentación del proceso de coquificación retardada es el residuo atmosférico o de vacío producido en los procesos previos de destilación atmosférica y de vacío, por lo tanto es importante entender algunos procesos asociados a la refinación de crudo. 

Desalinización del petróleo crudo: El petróleo crudo contiene alrededor de 0,2% de agua en la cual están disueltas sales como cloruro de sodio. En la desalinización, el petróleo crudo es lavado en una mezcla con 5% de agua para remover las sales y otras partículas no deseadas. El agua, siendo más densa que el crudo, termina en el fondo de la mezcla y el crudo desalinizado fluye hacia la parte superior con un contenido de agua de 0.1% [2].



Destilación atmosférica: El crudo desalinizado fluye por tubos de la columna de destilación atmosférica, habiendo sido previamente calentado hasta alcanzar una temperatura alrededor de 385°C (por debajo de la temperatura de craqueo térmico de modo de evitar la formación de coque en los tubos del calentador), para luego pasar a la Zona de Flash, en la cual parte de crudo correspondiente a los componentes livianos vaporiza por la reducción de presión, desde la presión del líquido en los tubos a la presión atmosférica, y se eleva en la columna de destilación. El líquido caliente remanente cae hacia el fondo de la columna, en donde es recalentado para extraer adicionalmente en forma de vapor componentes livianos y algunos componentes pesados. Los productos principales son gasolina, kerosene, diesel, gasoil atmosférico y residuo atmosférico.



Destilación al vacío: El residuo atmosférico fluye por tubos de la columna de destilación al vacío, habiendo sido previamente calentado hasta alcanzar una temperatura alrededor de 395°C (por debajo de la temperatura de craqueo térmico de modo de evitar la formación de coque en los tubos del calentador), para pasar a la Zona de Flash, en la cual los componentes livianos obtenidos del residuo atmosférico vaporizan debido a la reducción de presión, desde la presión del líquido en los tubos a una presión menor que la

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atmosférica. La presión de vacío óptima para la destilación al vacío es de 10 mm Hg, pero es común encontrar unidades que trabajen a presiones entre 25 y 100 mm Hg [2]. El objetivo principal de este proceso es obtener la mayor cantidad de gasoil pesado al vacío, el cual junto con el gasoil atmosférico son los materiales de alimentación para la unidad de craqueo catalítico fluidizado. El líquido caliente remanente cae hacia el fondo de la columna, en donde es recalentado para extraer adicionalmente en forma de vapor componentes livianos y algunos componentes pesados. Los productos principales son gasoil al vacío y residuo al vacío. 

Unidad de craqueo catalítico fluidizado: Tanto el gasoil al vacío como el gasoil atmosférico entran a la unidad de craqueo catalítico fluidizado, en donde inicialmente son mezclados con residuos aceitosos de la columna de destilación de la unidad, de modo de precalentar la mezcla. Ésta es luego vaporizada y craqueada en presencia de catalizador sólido a altas temperaturas, el cual también se une a la mezcla al vaporizar en la presencia de los hidrocarburos a altas temperaturas. La nueva mezcla entra en el reactor de la unidad, en donde un conjunto de ciclones separan las cadenas de hidrocarburos vaporizados del catalizador utilizado, el cual es llevado luego al regenerador. En el reactor las reacciones de craqueo producen un compuesto rico en carbono llamado coque catalítico, el cual se adhiere al catalizador y puede reducir la vida útil del mismo. Por esa razón, cuando el catalizador utilizado es llevado al regenerador, se inyecta aire para producir la combustión del coque catalítico. Dicho proceso es exotérmico y produce parte del calor necesario para la vaporización de la mezcla de gasoil y residuo aceitoso y para las reacciones catalíticas endotérmicas. Los gases producto de la combustión salen del regenerador a través de una serie de ciclones, los cuales separan posibles rastros de catalizador de los gases postcombustión a ser tratados en posteriores equipos de control ambiental. Los productos principales son nafta y fueloil.



Coquificación retardada: Tanto el residuo de vacío como el residuo atmosférico excedentes de los procesos de destilación al vacío y atmosférica entran al fraccionador, de modo de precalentar el residuo al estar en contacto con los vapores calientes de los productos del fraccionamiento. El residuo precalentado, junto con líquidos a altas temperaturas formados por la condensación de vapores en el fondo del fraccionador y con vapor de agua inyectado, pasa entonces a un horno, donde la mezcla es llevada a temperaturas de craqueo (alrededor de 480°C) y se forman vapores calientes de

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hidrocarburos. Los vapores calientes de hidrocarburos suben hasta la parte superior del tambor para pasar al fraccionador, donde el vapor es dividido según las concentraciones necesarias para ser llevados a las temperaturas de productos como gas de petróleo, nafta, gasoil liviano y gasoil pesado. Parte del vapor no pasa al fraccionador debido a que por intercambio de calor con las paredes del tambor hay un cambio a fase líquida. El líquido condensado corre por canales en las paredes del tambor hasta llegar al fondo del mismo, formando una piscina de líquido. A medida que las paredes del tambor aumentan de temperatura, el intercambio de calor disminuye y en la parte inferior de la piscina de líquido se forma coque sólido, quedando líquido en la parte superior y en los canales. A medida que el tambor se va llenando de coque, el líquido caliente remanente en la parte superior de la piscina y en los canales de las paredes solidifica también para formar coque. El tiempo típico de llenado de un tambor de coque está alrededor de 16 horas [2], por lo que es necesario tener mínimo dos tambores de coque por cada fraccionador. Cuando un tambor de coque se llena es necesario inmediatamente pasar los vapores de hidrocarburos formados en el horno hacia el tambor vacío. El tambor lleno de coque debe ser primeramente inyectado con vapor de agua. Debido a la porosidad del coque, el vapor de agua pasa por el material solidificado desde el fondo del tambor hacia la parte superior, calentándose durante el trayecto y posteriormente transfiriendo dicho calor al líquido remanente que pueda quedar en la parte superior del tambor, de modo de formar vapores de hidrocarburos adicionales que pasen al fraccionador. Después de la inyección de vapor de agua se debe adicionar agua líquida en el tambor para enfriar el coque formado. Este enfriamiento es necesario porque para sacar el coque del tambor se utiliza un chorro de agua a presión, el cual puede causar explosiones de vapor si la diferencia de temperaturas entre el material sólido con el agua adicionada y el agua a presión es lo suficientemente grande. Al aplicar el chorro de agua a presión, las cubiertas superiores e inferiores del tambor deben ser removidas y el coque al desprenderse del tambor cae en un pozo o conducto de evacuación para luego destinarse al área de almacenamiento. 1.3. Tipos de coque petrolero y sus características Las características del residuo atmosférico y de vacío utilizado como alimentación en el proceso de coquificación retardada, junto con las condiciones de velocidad y temperatura utilizadas en el tambor, definen el tipo de estructura física del coque.

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Antes de mencionar los tipos de estructuras físicas, es necesario entender cómo está compuesto el crudo de petróleo. El crudo se divide en tres diferentes fracciones. La primera de ellas es la que incluye a los parafínicos, nafténicos y aromáticos, fracción que a su vez contiene azufre y nitrógeno. La segunda de ellas es la que incluye a las resinas, fracción que a su vez contiene nitrógeno, oxígeno y azufre. Las resinas cubren a la última fracción del crudo, conformada por los asfaltenos, los cuales representan los compuestos más pesados del crudo, lo que implica que tienen el mayor punto de ebullición. En la fracción de los asfaltenos están contenidos metales como vanadio y níquel y puede haber concentraciones pequeñas de calcio, azufre, oxígeno y nitrógeno. El crudo de petróleo contiene además un aproximado de 0,2% de agua, en la cual hay sales disueltas como cloruro de sodio, de calcio y de magnesio. Durante los procesos de destilación los asfaltenos no son volatilizados (no cambian de fase sólida a gaseosa) y quedan contenidos en el residuo de crudo junto con la mayor parte de la fracción de resinas. Mientras los procesos de destilación se realicen a mayor temperatura y menor presión, mayor será el aprovechamiento de los hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos [2]. Esto implica una mayor reducción de la primera fracción del crudo, pero no mayor reducción en la fracción de resinas y asfaltenos. Son entonces los compuestos de estas fracciones, además de las sales no removidas durante el proceso de desalinización, lo que conforman el residuo de crudo que sirve de alimentación al proceso de coquificación retardada. Habiendo abordado la composición tanto del crudo de petróleo como del residuo producto de los procesos de destilación, es posible entonces entender la formación y características de las tres posibles estructuras físicas del coque: de perdigón, de esponja y de aguja. 

Coque de Perdigón: La producción de coque de perdigón en el proceso de coquificación retardada requiere que el residuo de crudo que sirve de alimentación al proceso tenga altas concentraciones de asfaltenos. A medida que el remanente de compuestos más livianos contenido en el residuo pasa de fase líquida a gaseosa, pequeñas esferas aceitosas se forman en el líquido que corre por las paredes del tambor de coque, las cuales se transforman rápidamente en coque debido al calor generado del proceso exotérmico de polimerización de los asfaltenos (formación de compuestos de mayor peso molecular). Las esferas que se forman en los canales caen entonces al fondo del tambor de coque, teniendo cada una de ellas un diámetro entre 2 y 5 milímetros, con una capa brillante exterior de compuesto no isotrópico, mientras que el compuesto del interior sí es

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isotrópico [2]. Esta característica hace que el coque de perdigón no pueda ser utilizado en la producción de ánodos de aluminio, ya que como la capa externa no isotrópica tiene un coeficiente de expansión térmica menor que la el componente interno isotrópico, al ser calentado en los hornos de calcinación para formar los ánodos la capa interna se expande más rápidamente que la externa, causando que esta última se rompa y desprenda de la formación central [3]. Los ánodos en los que ocurre el desprendimiento de la capa exterior tienden a tener grietas que al agrandarse desprenden sólidos, los cuales pueden contaminar el baño de alúmina y criolita a partir de la cual se obtiene el aluminio por electrólisis. 

Coque de Esponja: La producción de coque de esponja en el proceso de coquificación retardada se caracteriza por el uso de residuos de crudo con concentraciones bajas o moderadas de asfaltenos. Si el coque cumple con propiedades estrictas como porcentaje de volatilidad menor a 10%, porcentaje de azufre menor a 3,5%, porcentaje de ceniza menor a 0,2% y concentraciones de níquel y vanadio menores a 500ppm [2], éste puede clasificar como coque esponja grado ánodo para ser calcinado y utilizado en la fabricación de ánodos de carbono para la industria del aluminio. Si el coque de esponja no cumple las propiedades

para ser grado ánodo puede ser entonces utilizado como combustible.

Mientras que las características del residuo de crudo utilizado determinan las concentraciones de azufre y metales pesados, la volatilidad del coque producido depende de la condiciones de operación de los equipos del proceso de coquificación retardada, especialmente de la temperatura del tambor de coque. Es importante mantener un buen aislamiento térmico entre las líneas de entrada de residuo de crudo y el tambor, además de entre las líneas de salida de vapores calientes y el tambor, ya que a mayor temperatura en el tambor se logra disminuir más el porcentaje de volatilidad del coque producido. Es recomendable que el porcentaje de azufre en el coque sea menor a 3,5%, debido a que a mayor porcentaje de azufre, mayor es la resistencia eléctrica entre el ánodo de carbono y la barra que carga eléctricamente el ánodo para la electrólisis en el proceso de obtención de aluminio. Un alto contenido de azufre en el coque está asociado también a altos niveles de porosidad, lo que puede originar agrietamientos en los ánodos. Los niveles de metales pesados como vanadio y níquel deben ser menores a 500ppm, ya que los ánodos al estar en contacto directo con el baño de criolita y alúmina pueden contaminar el mismo y comprometer la calidad del aluminio producido.

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

Coque de aguja: La producción de coque de aguja en el proceso de coquificación retardada se caracteriza por el uso de residuos aceitosos provenientes de la unidad de craqueo catalítico fluidizado que no hayan sido mezclados con gasoil liviano o pesados, los cuales no contiene asfaltenos. El coque de aguja es de primera clase, siendo utilizado para la fabricación de electrodos de grafito, los cuales son necesarios para el funcionamiento de los hornos de arco eléctrico utilizados en la industria del acero. Debido a las características especiales que debe tener el coque de aguja para soportar las altas temperaturas en el horno y para que la producción de acero sea de alta calidad, el coque utilizado requiere ser obtenido a partir de residuos aceitoso con propiedades específicas, con un control muy delicado tanto del proceso de coquificación como del proceso de grafitización. Una de las características que debe tener el coque de aguja para calificar como materia prima en la fabricación de electrodos de grafito es que el porcentaje de azufre esté por debajo del 0,6% [2]. Esto es debido a que para convertir el coque en grafito es necesario calentar el material hasta temperaturas entre los 2.000°C y 3.000°C, si hay azufre presente éste se descompondrá a temperaturas entre los 1.000°C y 2.000°C [2], causando una expansión volumétrica que compromete la integridad estructural del material.

Además de la clasificación del coque de petróleo según el tipo de estructura física, existe una clasificación del coque según los posibles usos: coque grado ánodo y coque grado combustible. 

El coque grado ánodo es aquel que cumple con las características para ser materia prima en la fabricación de ánodos de carbono para la industria del aluminio o electrodos de grafito para la industria del acero. El coque de perdigón no clasifica como grado ánodo. El coque de esponja puede clasificar como grado ánodo dependiendo de la volatilidad del mismo y del contenido de azufre, ceniza y metales pesados, pero su uso se limita a la fabricación de ánodos de carbono en la industria del aluminio, para lo que tiene que ser previamente calcinado con el fin de reducir aún más la volatilidad y humedad del mismo. El coque de aguja clasifica como grado ánodo y su uso corresponde a la fabricación de electrodos de grafito utilizados en los hornos de la industria del acero, para lo cual tiene que ser previamente sometido a un proceso de grafitización.



El coque grado combustible es aquel que por no cumplir con las características para clasificar como grado ánodo y por tener un alto poder calorífico es utilizado como

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combustible en sustitución del carbón. El coque de perdigón clasifica como grado combustible. El coque de esponja clasifica como grado combustible si la volatilidad y contenidos de azufre, ceniza y metales pesados superan los valores correspondientes para clasificar como grado ánodo. El coque de aguja no clasifica como grado combustible, ya que por sus características especiales es mucho más rentable destinarlo a la producción de electrodos de grafito que utilizarlo como sustituto del carbón. 1.4. Producción y características del coque venezolano Actualmente en Venezuela se producen 21.252 toneladas diarias de coque de petróleo, de las cuales 20.802 son producto del proceso de coquificación retardada y 450 son producto del proceso flexicoquificación [1]. El proceso de coquificación retardada representa más del 90% de la producción de coque mundial [1], debido factores como mayor facilidad de operación, mayor disponibilidad de las unidades y menor costo inicial en comparación con los procesos de flexicoquificación y fluidicoquificación. En Venezuela hay en operación 6 unidades de coquificación retardada. En el CIJAA hay 4 unidades de coquificación retardada, correspondiendo cada una a las 4 empresas mixtas que operan en la refinería: Petromonagas, Petropiar, Petroanzoátegui y Petrocedeño. Las capacidades de procesamiento de residuo de crudo en cada una de las unidades son respectivamente 62.000, 48.000, 52.000 y 107.000 barriles diarios, mientras que las producciones actuales de coque de petróleo de cada una son respectivamente 2.340, 3.772, 2.500 y 6.450 toneladas diarias, lo que totaliza una producción de 15.062 toneladas diarias de coque [1]. El crudo procesado en cada una de las empresas mixtas es del tipo pesado o extrapesado. Este crudo se caracteriza por haber perdido parte de la primera fracción (la fracción más ligera correspondiente a los parafínicos, nafténicos y aromáticos), por lo que las fracciones de resinas y asfaltenos dominan en la distribución de densidades, y siendo de mayor peso molecular, hacen que el crudo pesado y extrapesado tengan una densidad relativa mayor que la del crudo ligero. Debido a que la concentración de asfaltenos es alta en el crudo de petróleo tratado en Venezuela y a que los mismos no son volatilizados en los procesos de destilación, el residuo de crudo está compuesto en gran parte por asfaltenos. Por esta razón el coque producido en las unidades de coquificación retardada del CIJAA es del tipo perdigón, lo cual lo clasifica directamente como grado combustible.

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En el año 2010 INTEVEP generó un informe técnico [4] correspondiente al muestro, preparación y caracterización del coque del CIJAA. Para el informe se realizó el muestreo de coque de cada una de las cuatro unidades de coquificación retardada ubicadas en la refinería (correspondientes a las empresas mixtas Petromonagas, Petropiar, Petroanzoátegui y Petrocedeño), y se tomaron 4 muestras recientemente cortadas de los tambores de cada empresa, 1 muestra de las pilas de almacenamiento de cada empresa y 1 muestra de la pila de almacenamiento mixta, lo que correspondió a un total de 21 muestras. Las mismas fueron preparadas en las instalaciones de INTEVEP, específicamente en los laboratorios de molienda y escalamiento de catalizadores, para la realización de la molienda primaria y secundaria. Posteriormente también en las instalaciones de INTEVEP se realizó la caracterización de las muestras, consistiendo cada caracterización en ensayos normalizados, espectroscopia atómica, química húmeda orgánica y análisis elemental. En los ensayos normalizados se determinan los porcentajes de humedad, de volátiles y de cenizas en el combustible; en la espectroscopia atómica se determinan los porcentajes de metales pesados (según el método FRX) y cloro; en la química húmeda orgánica se determinan los porcentajes de metales pesados (según el método ICP); en el análisis elemental se determinan los porcentajes de carbono, hidrógeno, nitrógeno y azufre total. Entre los resultados obtenidos a partir de la caracterización vale la pena comentar en los siguientes aspectos: contenido de humedad, contenido de cenizas, contenido de azufre, contenido de metales pesados y poder calorífico superior. 

El contenido de humedad para las distintas caracterizaciones varía en un rango entre 1% y 12% [4], siendo el valor más representativo el correspondiente al de la pila general de cada empresa, ya que el coque recién cortado de los tambores tiene contenido de agua correspondiente a la inyección de vapor y de agua líquida en el tambor, mientras que en la pila de almacenamiento, la cual asemeja más la condición del mismo para cualquier uso posterior, el contenido de agua disminuye por efecto de evaporación. Es importante utilizar un porcentaje característico de humedad en el coque al momento de estudiar la factibilidad de su uso como combustible, debido a que la humedad del combustible está directamente relacionada con la eficiencia del proceso de combustión, la cual se define como la relación entre la energía aprovechable del combustible y la energía suministrada por el mismo.



El contenido de cenizas para las distintas caracterizaciones varía en un rango entre 0,45% y 0,75% [4]. En algunas de las caracterizaciones dicho valor no se reporta, entre ellas las

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correspondientes al coque de las pilas generales de cada empresa y a la pila de almacenamiento mixta, cuyos valores de humedad son los más representativos. Es importante utilizar un porcentaje característico de cenizas en el coque al momento de estudiar la factibilidad de su uso como combustible, debido a que este valor determina la cantidad de cenizas que se generan en el proceso de combustión y es importante dimensionar equipos necesarios para su posterior manejo y disposición. 

El contenido de azufre para las distintas caracterizaciones varía en un rango entre 4% y 5,6% [4]. Es importante utilizar un porcentaje característico de azufre en el coque al momento de estudiar la factibilidad de su uso como combustible, debido a que este valor determina las emisiones de óxidos de azufre en los gases postcombustión, los cuales están altamente ligados a problemas de corrosión y lluvia ácida.

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El contenido de vanadio para las distintas caracterizaciones varía en un rango entre 0,1925% y 0,32% [4]. El contenido de níquel varía en un rango entre 0,04% y 0,062% [4]. Es importante utilizar un porcentaje característico de vanadio y níquel en el coque al momento de estudiar la factibilidad de su uso como combustible, debido a que a las altas temperaturas de combustión se forman óxidos de vanadio y níquel que causan corrosión en los equipos, y que en grandes cantidades pueden comprometer el funcionamiento óptimo y disponibilidad del equipo de combustión.



El poder calorífico superior (posteriormente también referido como PCS por sus siglas) corresponde a la cantidad de energía que puede ser liberada por la combustión de una unidad de combustible sólido, incluyendo el calor no sólo liberado sino también el calor necesario para el cambio de fase y aumento de temperatura del contenido de humedad e hidrógeno en el combustible. Según las caracterizaciones del coque del CIJAA, el mismo tiene un valor promedio de 15.500 Btu/lb [4]. El valor correspondiente para cada muestra fue calculado por la fórmula de Dulong: (1.1)

En la fórmula,

corresponde al valor de poder calorífico superior en unidades de

kilocalorías por kilogramo de combustible,

corresponde a la relación de unidad de

masa de carbono por unidad de masa de combustible,

corresponde a la relación de

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hidrógeno,

corresponde a la relación de oxígeno y

corresponde a la relación de

azufre. La fórmula de Dulong provee un estimado del poder calorífico superior (o poder calorífico alto) de un combustible a partir de la suma de los productos de los poderes caloríficos de cada uno de los componentes elementales del combustible por el porcentaje en peso de dicho componente en el combustible. El uso de la fórmula para el cálculo del PCS consiste en un método analítico y se vale de los resultados de un análisis elemental del combustible para hacer la estimación. Éste fue el método empleado por INTEVEP para la caracterización del coque del CIJAA. A partir del análisis elemental del combustible realizado en las instalaciones de INTEVEP se obtuvieron los porcentajes de carbono, hidrógeno y azufre, indicándose en el informe que no se pudo realizar el análisis de nitrógeno y oxígeno en el combustible y que el valor de oxígeno asumido en la fórmula de Dulong fue de cero. Es importante tener en cuenta esta última premisa y utilizar un valor característico de poder calorífico superior del coque al momento de estudiar la factibilidad de su uso como combustible, ya que para generar una cantidad específica de vapor y dependiendo de la eficiencia de la combustión, el poder calorífico superior determina la cantidad de combustible requerido por unidad de tiempo para mantener dicha generación de vapor. En el CRP hay 2 unidades de coquificación retardada, una de ellas en Amuay y otra en Cardón. Las capacidades de procesamiento de residuo de crudo en cada una de las unidades son respectivamente 42.000 y 70.000 barriles diarios, mientras que las producciones actuales de coque de petróleo de cada una son respectivamente 2.118 y 3.082 toneladas diarias, lo que totaliza una producción de 5.200 toneladas diarias de coque [1]. El crudo procesado en el CRP es del tipo pesado o extrapesado, y de forma similar al caso del CIJAA, la alta concentración de asfaltenos en el crudo es la razón principal por la cual el coque producido en las unidades de coquificación retardada del complejo es del tipo perdigón, lo cual lo clasifica directamente como grado combustible. Además de las dos unidades de coquificación retardada, el CRP cuenta con la única unidad de flexicoquificación de Venezuela, la cual está localizada específicamente en Amuay. La misma tiene una capacidad de procesamiento de 64.000 barriles diarios de residuo de crudo, y la producción actual de flexicoque es de 450 toneladas diarias [1], lo cual es un valor pequeño en comparación con la producción correspondiente al proceso de coquificación retardada en el complejo. El proceso de flexicoquificación difiere notablemente de la coquificación retardada. El mismo consiste en el uso de 3 equipos: el reactor, el calentador y el

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gasificador. El residuo de crudo entra al reactor, en el cual se llevan a cabo las reacciones de craqueo que producen los componentes livianos de hidrocarburos en forma de gaseosa, que son llevados a un fraccionador para su posterior conversión a gas C4 (usado para la producción de gasolina de autos), nafta, gasoil liviano y gasoil pesado. Durante las reacciones de craqueo se produce además coque catalítico en forma líquida. Parte de este coque es transferido al calentador, donde es sometido a un proceso de combustión de modo de generar el calor necesario para las reacciones de craqueo endotérmicas que se llevan a cabo en el reactor. El coque remanente es llevado a un gasificador, siendo sometido a pirólisis y reacciones de gasificación para ser convertido en flexigas, el cual es un posible sustituto del gas natural. En el gasificador no todo el coque suministrado reacciona, quedando como producto del proceso un material sólido llamado flexicoque. Este tipo de coque tiene propiedades distintas al coque producido en la coquificación retardada, a pesar de que el residuo de crudo que sirve de alimentación para los dos procesos sea de características similares. Adicionalmente es posible obtener coque fluido directamente del reactor, pero esto es hecho únicamente si es necesario disminuir la temperatura en el reactor. En el proceso de flexicoquificación aproximadamente 97% del coque producido en el reactor es utilizado dentro del mismo proceso, por lo que únicamente 3% puede ser aprovechado para otros usos [5], teniendo siempre en cuenta las limitaciones impuestas por las propiedades físico-químicas del flexicoque. Dadas las características del flexicoque de Amuay, el mismo podría calificar como coque grado combustible, pero su uso para esta aplicación se ve limitado por los siguientes factores al momento de comparación con el coque retardado: menor poder calorífico, mayor dureza (implica mayor energía que aplicar durante la molienda del material), menor porcentaje de materia volátil y mayor porcentaje de vanadio.

CAPÍTULO 2 CARACTERÍSTICAS DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A VAPOR Y SUS COMPONENTES 2.1. Ciclo Rankine En una central termoeléctrica a vapor se aprovecha la energía del mismo en una turbina de vapor, la cual trasforma la energía contenida en forma de presión en energía mecánica, haciendo girar a la turbina, que a su vez está acoplada a un generador, siendo éste el dispositivo que transforma la energía mecánica en energía eléctrica. Estas plantas funcionan en base al ciclo Rankine, el cual en su forma simple consiste de cuatro procesos principales. En la figura 2.1 se puede observar tanto un diagrama temperatura-entropía (diagrama T-s) para el ciclo Rankine simple como un esquema de los equipos asociados al ciclo.

Figura 2.1. Ciclo Rankine Simple [6].

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El primer proceso (1-2s) consiste en un aumento de presión del flujo másico de agua líquida asociado al ciclo a través de su paso por bombas (proceso idealmente isentrópico, implicando ser adiabático y reversible), lo que involucra un trabajo negativo en el ciclo. La línea punteada 1-2 indicada en la figura 2.1 representa un proceso de aumento de presión no isentrópico, el cual involucra irreversibilidades que aumentan la cantidad de trabajo necesario para el bombeo del agua. El segundo proceso (2-3) consiste en el paso del agua desde estado de líquido comprimido a estado de vapor saturado, dividiéndose este proceso en dos partes: la transferencia de calor sensible para pasar de estado de líquido comprimido a líquido saturado (2s-a) y la transferencia de calor latente para el cambio de fase líquida a gaseosa desde un estado de líquido saturado a vapor saturado (a-3), proceso idealmente isobárico por representar de forma general un intercambiador de calor, lo cual en total involucra un calor positivo en el ciclo. El tercer proceso (3-4s) consiste en la disminución de la presión y temperatura del fluido a través de su paso por una turbina (proceso idealmente isentrópico, implicando ser adiabático y reversible), lo que involucra un trabajo positivo en el ciclo. La línea punteada 3-4 indicada en la figura 2.1 representa un proceso de reducción de presión no isentrópico, el cual involucra irreversibilidades que disminuyen el trabajo aprovechable de la turbina. El cuarto proceso (4-1) consiste en una disminución de temperatura del fluido a presión constante a través de su paso por un condensador (proceso idealmente isobárico por representar un intercambiador de calor), de modo de llevar la mezcla saturada de líquido y vapor que sale de la turbina a un estado de líquido saturado, lo que involucra un calor negativo en el ciclo. Existen varias modificaciones al ciclo Rankine de modo de aumentar el valor neto del trabajo en el ciclo (suma algebraica del trabajo positivo de la turbina y el trabajo negativo asociado al bombeo de agua). Una primera opción consiste en cambiar las presiones de operación del ciclo, lo cual puede corresponder a un aumento de la presión de operación de la caldera, una disminución de la presión de operación del condensador o el cambio conjunto de ambas presiones. Un aumento de la presión de operación de la caldera implica un aumento de la temperatura de saturación para el cambio de fase de líquido saturado a vapor saturado y una disminución de la presión de operación del condensador implica una disminución de la temperatura de saturación para el cambio de fase de mezcla saturada de líquido y vapor a líquido saturado. Estos cambios individuales o combinados generan una mayor diferencia de temperaturas entre la entrada y salida de la turbina. Como el trabajo específico de la turbina se define como la diferencia de entalpías entre la entrada y la salida, la cual a su vez corresponde a

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la multiplicación del calor específico del fluido por la diferencia de temperaturas, un aumento en esta diferencia corresponde a un aumento en el trabajo específico de la turbina. Esta opción tiene ciertas desventajas. Una de ellas es que al aumentar la presión de operación de la caldera, al bajar en el diagrama T-S desde el estado de vapor saturado por una línea de entropía constante hasta la línea de presión constante del condensador, el estado resultante corresponde a una mezcla saturada de líquido y vapor con un mayor contenido de líquido (lo que corresponde una menor calidad), y dichas condiciones del fluido a la salida de la turbina pueden comprometer la operación de la misma e incluso, dependiendo del contenido de líquido en la mezcla, pueden resultar en una disminución de la eficiencia que sea desea alcanzar. La otra desventaja viene dada por la limitación de la disminución de presión de operación del condensador, la cual está asociada a la temperatura de la fuente del fluido utilizado para el intercambio de calor con la mezcla saturada de líquido y vapor. Por estas razones las modificaciones más comunes del ciclo Rankine corresponden al uso de sobrecalentamientos y recalentamientos. Un sobrecalentamiento consiste en la transferencia de calor adicional (calor sensible) al vapor saturado seco (sin líquido o de calidad igual a 1) con el fin de generar vapor sobrecalentado. Este calentamiento a presión constante corresponde a una temperatura más alta que la de saturación, por lo que de forma análoga a lo explicado anteriormente, el aumento de la diferencia de temperatura genera un aumento del trabajo específico de la turbina, teniendo la ventaja de que a la salida de la turbina la mezcla saturada de líquido y vapor tiene una calidad más cercana a 1, estando usualmente el límite en una calidad del 88%. Un recalentamiento aplica cuando la reducción de presión del vapor en la turbina incluye una sección intermedia. En la primera sección de reducción de presión el vapor entra a la turbina en estado de vapor sobrecalentado y sale a una presión mayor a la de operación del condensador, teniendo todavía condiciones de temperatura y presión que lo mantienen en estado de vapor sobrecalentado para así entrar nuevamente a la caldera y ser llevado a una temperatura cercana a la temperatura de entrada de la primera reducción. Al salir de la caldera, el vapor ingresa a la segunda sección de reducción de presión en la turbina, y en la salida de la última sección se alcanza la presión de operación del condensador, estando el fluido en condiciones de mezcla saturada de líquido y vapor. Un recalentamiento implica un aumento del trabajo positivo producido en el ciclo, ya que en este caso hay una suma de trabajos específicos, correspondiendo a las diferencias de entalpías en cada una de las etapas de reducción de presión.

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En las centrales termoeléctricas el ciclo Rankine no se cumple de forma ideal, ya que los procesos de intercambio de calor no son isobáricos y los procesos relacionados a trabajo no son isentrópicos. En los procesos de intercambio de calor existen pérdidas de presión asociadas al paso del fluido por las tuberías, mientras que en los procesos relacionados a trabajo hay aumentos de entropía asociados, lo que implica que si el trabajo es positivo su valor será menor que el valor para el caso ideal, y si el trabajo es negativo su valor será mayor que el valor para el caso ideal. Con el objetivo de contrarrestar las pérdidas e irreversibilidades del proceso, las opciones mencionadas anteriormente para el aumento del trabajo producido por la turbina son aplicadas en la actualidad en las centrales termoeléctricas a vapor. En forma general, una central termoeléctrica a vapor está constituida por los siguientes bloques: caldera, conjunto turbina-generador, sistema de enfriamiento, equipos de control ambiental. 2.2. Caldera La caldera es el equipo responsable de la generación de vapor a las condiciones de temperatura necesarias a la entrada de la turbina. En su interior, específicamente en la zona conocida como el horno u hogar, ocurre un proceso de combustión, en el que inicialmente parte del calor generado es transferido a agua líquida que circula en tuberías que rodean las paredes de dicha zona, de modo de generar vapor saturado seco. El conjunto de tuberías en las paredes del horno es conocido como evaporador. El proceso de combustión en el horno se produce por la ignición del combustible (sólido, líquido o gas) en presencia de aire con el uso de equipos conocidos como quemadores, cuya cantidad y disposición en el horno están determinados de modo de asegurar la relación óptima de aire y combustible, para así mantener una llama estable durante todo el proceso de combustión. Dependiendo del tipo de caldera las temperaturas de combustión pueden estar en el rango de los 800°C hasta los 1500°C [7]. Durante la combustión, además de calor, se producen compuestos en forma de óxidos debido a la reacción de parte del oxígeno con elementos del combustible, los cuales conforman los gases postcombustión. Es importante mencionar que al utilizar combustibles sólidos en las calderas se producen cenizas, las cuales son material sólido conformado también por distintas clases de óxidos, y que a su vez se dividen en cenizas de fondo, que son las que caen al fondo de la caldera, y las cenizas volantes, que son las que viajan junto con los gases postcombustión. Estos gases también tienen capacidad de transferir calor, por lo que se aprovecha esta capacidad para calentar aún más el vapor saturado de agua formado en el evaporador o para precalentar el agua de entrada a la caldera. Esta transferencia de

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calor adicional se realiza dentro de la caldera en lo que se conoce como zona de convección y entre los equipos que conforman dicha zona se pueden mencionar el sobrecalentador, los recalentadores y el economizador. El sobrecalentador corresponde al equipo de la zona de convección en el cual el vapor saturado proveniente del evaporador es calentado por la transferencia de calor sensible hasta alcanzar el estado de vapor sobrecalentado, correspondiendo con la condición de temperatura de entrada al cuerpo de alta presión de la turbina. Los recalentadores corresponden a los equipos de la zona de convección en los cuales el vapor que sale del cuerpo de alta presión de la turbina es recalentado a una temperatura cercana a la de entrada al cuerpo de alta presión, para posteriormente entrar al cuerpo de presión intermedia o pre-intermedia. El economizador corresponde al equipo de la zona de convección en el que se aprovecha el calor remanente de los gases postcombustión para precalentar el agua que entra al evaporador, la cual viene previamente de los calentadores de agua, equipos que se mencionan más detalladamente adelante en el texto. Otros equipos auxiliares asociados a la caldera incluyen el pulverizador del combustible (y de otros materiales sólidos que se manejen), los ventiladores de corriente forzada (los que introducen el aire de combustión en el horno), los ventiladores de corriente inducida (los que expulsan los gases postcombustión después del intercambio de calor en la zona de convección) y el calentador de aire de combustión (el aire se calienta por transferencia de calor con los gases postcombustión que salen de la zona de convección, aprovechando aún más sus altas temperaturas). Los valores de temperatura y presión del vapor generado en la caldera clasifican al mismo en dos posibles condiciones: subcrítica y supercrítica. Esta clasificación se basa en que las condiciones del vapor correspondientes tanto a temperatura como a presión estén por encima o por debajo de los valores correspondientes al punto crítico del agua (estado en que coexisten las fases gaseosa y líquida), siendo estos valores una temperatura igual a 647,09 K (373,94 °C) y una presión igual a 22,06 MPa (220,6 bar). Para el caso subcrítico, el paso del vapor desde el evaporador hacia el sobrecalentador involucra el uso de un equipo conocido como tambor, en el cual se realiza una mezcla del vapor formado en el evaporador junto con el agua caliente proveniente del economizador, y por la diferencia de densidades ocurre una separación de fases, siendo el vapor destinado hacia el sobrecalentador, y el agua en estado de líquido saturado es recirculada a las tuberías del evaporador. El uso del tambor involucra la ventaja de que si el vapor o el agua contienen sólidos disueltos no deseados, los mismos puedan ser purgados de la caldera

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sin interrumpir el proceso de generación de vapor. Dependiendo de si la diferencia de densidades es suficiente, la recirculación del agua líquida en el evaporador puede ser natural o puede ser forzada a través del uso de bombas. Para el caso supercrítico, el paso del vapor desde el evaporador hacia el sobrecalentador es inmediato, debido a que las altas presiones y temperaturas del vapor pueden comprometer la estructura del tambor. Las condiciones del vapor están también estrechamente relacionadas con el concepto de eficiencia de la caldera. La eficiencia de la caldera representa una medida de cuánta de la energía suministrada por el combustible es aprovechada para la generación de vapor de agua. Para el caso de combustibles sólidos, la fórmula que define eficiencia de la caldera es la siguiente:

(2.1)

En la fórmula 2.1, sobrecalentado,

representa la eficiencia de la caldera,

la entalpía del vapor sobrecalentado,

del último calentador de agua,

el flujo másico de vapor

el flujo másico de agua a la salida

la entalpía del agua a la salida del último calentador de agua,

el flujo másico de combustible sólido y

el poder calorífico del combustible sólido.

Dependiendo de si el poder calorífico usado para el cálculo es el superior o inferior, la eficiencia de la caldera debe ir acompañada de la notación correspondiente que indique cuál fue usado, de modo de poder hacer comparaciones correctas entre eficiencias para una misma caldera en distintos modos de operación, o entre calderas distintas entre sí. La ecuación 2.1 es utilizada para poder rápidamente calcular la eficiencia de la caldera teniendo los valores de flujos másicos indicados, el poder calorífico del combustible y las entalpías indicadas, las cuales pueden ser determinadas con las tablas de vapor de agua al conocer las condiciones de presión y temperatura correspondientes. A esta forma de calcular la eficiencia de una caldera se le conoce como el método directo por su facilidad de cálculo. La mayor desventaja de este método radica en la falta de información acerca de las posibles causas de un bajo valor de eficiencia. La otra desventaja corresponde a que un error de ±1% en cualquiera de las variables involucradas en la ecuación, como por ejemplo algún valor correspondiente a flujo másico, implica también un error del ±1% en el valor calculado de eficiencia. Otra forma de calcular la eficiencia de una caldera corresponde al llamado método indirecto. En éste, la eficiencia se determina a partir de la resta, desde 100%, de los correspondientes porcentajes: pérdidas por el gas postcombustión seco,

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pérdidas por humedad y pérdidas por radiación, convección y otros. Las pérdidas por gas postcombustión seco corresponden a que componentes como dióxido de carbono (CO2 por su nomenclatura química) y monóxido de carbono (CO por su nomenclatura química) salen a la atmósfera a una temperatura que podría haber sido aprovechada para la transferencia de calor y consecuente generación de vapor. Las pérdidas por humedad corresponden al calor cedido para la formación de vapor de agua a partir del hidrógeno y humedad contenidos en el combustible y el aire de combustión, el cual es liberado a la atmósfera y cuyo calor sensible podría haber sido aprovechado para la generación de vapor. Las pérdidas por radiación, convección y otros corresponden al calor cedido desde la superficie interna de la caldera hacia la superficie externa, y que por lo tanto se libera al medio ambiente. Para el caso en que el combustible es sólido hay que agregar las pérdidas correspondientes a las cenizas (tanto las volantes como las de fondo), las cuales salen de la caldera a una temperatura que podría haber sido aprovechada para la transferencia de calor y generación de vapor. Para la realización de una prueba de eficiencia bajo el método indirecto es recomendable seguir estándares internacionales como el ASME 4:2008 o el EN 12952-15, en los cuales se indican los instrumentos y métodos de medición, el cómputo de resultados y el análisis de incertidumbre. Respecto a la condición del vapor, es importante mencionar que una condición supercrítica implica una mayor eficiencia de la caldera, ya que en comparación con una condición subcrítica, una misma cantidad de combustible genera vapor con condiciones de temperatura y presión que corresponden a un mayor valor de entalpía. A pesar de esto, la condición más común del vapor producido en calderas es la subcrítica, debido a que la supercrítica involucra el uso de materiales más resistentes a las altas presiones y temperaturas asociadas. El uso de condiciones supercríticas se ha limitado a centrales termoeléctricas en las que cada bloque de generación (bloque caldera-turbina) produzca potencias eléctricas iguales o mayores a los 500 MW [8], debido a que para dichos tamaños el ahorro en combustible dado por la mejora en eficiencia se compensa con los gastos asociados a materiales más resistentes. 2.3. Conjunto turbina-generador El vapor que sale de la caldera, en específico del sobrecalentador, entra al cuerpo de alta presión de la turbina de vapor. Típicamente la temperatura de entrada a dicho cuerpo está alrededor de los 540°C, tanto para la condición de vapor subcrítica como supercrítica, ya que a partir de los 565°C comienza la deformación térmica del acero inoxidable [9]. Es de notar entonces que la diferencia entre una condición subcrítica o supercrítica viene marcada por el valor de presión del vapor a la salida del sobrecalentador. A medida que el vapor pasa por los

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distintos cuerpos de la turbina, sus valores de temperatura y presión disminuyen. Una pequeña parte de este vapor es extraído de los distintos cuerpos para ser destinada a una serie de equipos llamados calentadores de agua, los cuales aprovechan las altas temperaturas del vapor para elevar la temperatura del agua líquida que entra a la caldera previo a la entrada al economizador. El uso de calentadores de agua implica un aumento en la eficiencia de la caldera y del ciclo de vapor, ya que al entrar agua líquida más caliente a la caldera más parte del calor transferido en la misma es utilizado para el sobrecalentamiento del vapor, debido a que parte del calor sensible necesario para conseguir el aumento de temperatura del agua líquida es transferido previamente en los calentadores. La otra parte del vapor es destinada a la siguiente sección de la turbina. Si la turbina tiene un cuerpo de presión intermedia, el vapor es destinado nuevamente a la caldera, en específico al recalentador, para ser llevado a una temperatura igual o mayor a la de entrada del cuerpo de alta presión y posteriormente entra al cuerpo de presión intermedia. Del vapor que entra a esta sección, una pequeña parte puede ser destinada también a calentadores de agua por medio de extracciones. En el caso de que no exista sección intermedia, el vapor que sale del cuerpo de alta presión entra directamente al cuerpo de baja presión. Esta sección usualmente consta de un rotor, en el que el vapor accede por una entrada ubicada en el centro y sale de la misma por dos puertos distintos. Este diseño, conocido comúnmente como de doble salida o de dos flujos, se utiliza debido a que las fuerzas axiales generadas por el giro de la turbina necesitan ser contrarrestadas de modo de mantener la turbina balanceada. Es usado también cuando el volumen específico del vapor llega a valores que obligan a que existan dos salidas para así conciliar con el tamaño de los álabes y las velocidades de flujo. Del vapor que entra a este cuerpo, una pequeña parte puede ser destinada también a los calentadores de agua. Es importante mencionar que las extracciones de vapor hacia los calentadores de agua son hechas de modo que las extracciones de la sección de alta presión son destinadas a los últimos calentadores, mientras que las extracciones de la sección de baja presión son destinadas a los primeros calentadores, estando dichos equipos en una configuración en serie, en la cual el vapor además de servir de medio de calentamiento se incorpora directamente con el flujo másico de agua proveniente del condensador, equipo en el que el vapor húmedo a la salida de la etapa de baja presión es llevado a estado de líquido saturado para poder ser bombeado a los calentadores. De igual forma que para la caldera, existe la definición de eficiencia para lo que corresponde al ciclo de vapor, y la misma representa cuánto de la energía suministrada por el vapor que sale del

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sobrecalentador es aprovechada para la generación de electricidad. La eficiencia del ciclo de vapor puede ser calculada por medio de la siguiente fórmula:

(2.2)

En la fórmula 2.2,

representa la capacidad nominal del generador acoplado a la turbina,

el factor de potencia del generador, del vapor sobrecalentado,

el flujo másico de vapor sobrecalentado,

la entalpía

el flujo másico de agua a la salida del último calentador de agua y

la entalpía del agua a la salida del último calentador de agua. El numerador de la ecuación 2.2 representa la potencia eléctrica que el conjunto turbina-generador es capaz de generar y determina el tamaño o capacidad del conjunto. La mayor desventaja de este método radica en la falta de información acerca de las posibles causas de un bajo valor de eficiencia. Como en la turbina la energía en forma de entalpía es convertida en energía cinética, proceso en el cual se hace girar al conjunto turbina-generador, una pérdida de presión corresponde a energía que no es posible aprovechar para producir trabajo útil. Existen entonces procedimientos de estimación de eficiencia que involucran el uso de ecuaciones semi-empíricas, las cuales toman en cuenta factores que causan pérdidas de presión en la turbina. Además del perfil y geometría de los álabes de la turbina, la eficiencia de las etapas de una turbina de vapor dependen fuertemente de dos factores: el flujo másico de vapor que entra en cada etapa y su contenido de humedad. Cuando el vapor contiene gotas de agua condensada, las gotas no siguen la trayectoria determinada por los álabes, entrando a la etapa en un ángulo distinto al ángulo de diseño de los álabes [10]. Dicha diferencia de ángulos se define como incidencia, y un aumento o disminución del valor de incidencia respecto a un valor de cero implica un aumento en las pérdidas de la turbina, las cuales corresponden a una pérdida de presión. Además, en forma general las turbinas de mayor capacidad tienen mayor eficiencia que las de menor capacidad, lo cual se ve reflejado en ecuaciones empíricas como las de Spencer, Cotton y Cannon [10]. Esto puede ser justificado al considerar que las pérdidas viscosas son mayores cuando la capa límite en contacto con los álabes es más gruesa y a medida que el número de Reynolds sea mayor (mayores flujos másicos están asociados a mayores velocidades del fluido), el espesor de la capa límite se reduce, disminuyendo así las pérdidas de presión [11].

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Respecto al acoplamiento de la turbina con el generador, existen varias configuraciones posibles dependiendo de la cantidad de cuerpos de la turbina. Entre ellas está la opción de que todas los cuerpos estén sobre un solo eje que esté unido directamente a un solo generador o también está la opción de que uno o más cuerpos estén sobre un eje unido a un generador mientras que el resto estén sobre un eje distinto unido a un generador adicional. La función del generador consiste en convertir la energía mecánica producto de la rotación de la turbina en energía eléctrica. Dicha conversión se logra debido a que la rotación de la turbina hace girar el rotor del generador, el cual al estar en presencia de un campo magnético (en el estator o parte no móvil del generador hay imanes) experimenta una fuerza electromotriz inducida, es decir, un voltaje inducido. A los polos o terminales del generador se conecta el transformador elevador, el cual eleva el nivel de voltaje a la salida del generador y lo lleva al nivel de las líneas de transmisión. 2.4. Sistema de enfriamiento La función principal del sistema de enfriamiento es llevar el vapor húmedo a la salida de la etapa de baja presión de la turbina a estado de líquido saturado, de modo de poder ser bombeado a los calentadores de agua para entrar de nuevo a la caldera y mantener el flujo másico del ciclo de vapor. Consiste en forma general de dos equipos principales: el condensador y la torre de enfriamiento. En el condensador el vapor húmedo proveniente de la etapa de baja presión de la turbina intercambia calor en forma de convección con el agua de enfriamiento, la cual al circular por tuberías no está nunca en contacto directo con el vapor. El agua de enfriamiento entonces se calienta y el vapor húmedo pasa a estado de líquido saturado. Posterior al condensador y previo a los calentadores de agua se hace una adición de agua de alimentación para compensar la purga de la caldera (hecha para remover agua con sólidos no deseados en el vapor), las pérdidas de vapor en los sellos de la turbina y a lo largo de las tuberías, para junto con el agua condensada ser bombeada a los calentadores de agua y así mantener el flujo másico de vapor que debe entrar a la turbina. El agua de enfriamiento, habiendo sido calentada, necesita ser enfriada nuevamente para mantener la continuidad del ciclo de vapor. En el caso que se utilice un condensador de ciclo abierto, el agua a alta temperatura es devuelta a su fuente de origen, la cual debe tener las características de un reservorio térmico, es decir, que la temperatura del mismo no cambie (o cambie muy poco) al entrar en contacto con el agua a alta temperatura. Por esta razón, el uso de

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condensadores de ciclo abierto no incluye equipos adicionales para el enfriamiento del agua a alta temperatura, y típicamente aplica cuando la central termoeléctrica a vapor es cercana a áreas costeras. Cuando el condensador no está en ciclo abierto es necesario el uso de torres de enfriamiento para la disipación de calor desde el agua de enfriamiento hacia la atmósfera. Dependiendo del método de transferencia de calor hay dos clasificaciones generales de las torres de enfriamiento: torres secas o torres húmedas. En las torres secas la transferencia de calor ocurre por convección entre aire ambiente que fluye en la parte exterior de tuberías por las cuales circula el agua a altas temperaturas, y por lo tanto los dos fluidos distintos nunca están en contacto directo. En las torres húmedas la transferencia de calor ocurre por enfriamiento evaporativo, y en ellas el agua a altas temperaturas es rociada en contraflujo con aire ambiente entrante de modo que parte del calor contenido en el agua sea utilizado para la evaporación de una parte del mismo, mientras que la otra parte, al haber cedido calor, sufre una disminución de temperatura, la cual viene determinada por la temperatura de bulbo húmedo del aire ambiente con que está en contacto directo. Tanto en la clasificación de torres secas como húmedas, el aire ambiente utilizado en el enfriamiento sufre un aumento de temperatura y debe salir de la torre para poder disipar el calor. El mismo puede salir de la torre sea por circulación natural o por circulación mecánica. La circulación natural consiste en la elevación del air caliente por el hecho de tener una densidad menor que el aire ambiente a menor temperatura. La circulación mecánica consiste en el uso de ventiladores para promover el movimiento de aire a través de la torre, la cual se divide a su vez en circulación inducida y circulación forzada. En la circulación inducida se hace uso de ventiladores en la parte superior de la torre de modo de que la velocidad del aire que sale sea mayor que el aire entrante y así evitar recirculación de aire en la torre. En la circulación forzada se hace uso de ventiladores en la parte inferior de la torre, lo que hace que el aire a la entrada tenga mayor velocidad que el aire a la salida. 2.5. Equipos de control ambiental Los gases postcombustión, después de haber cedido calor en el economizador y en el precalentador de aire de combustión, deben ser tratados apropiadamente debido a que contienen compuestos potencialmente dañinos para la salud y el ambiente. Gran parte de los compuestos que conforman los gases postcombustión son en forma de óxidos, los cuales se producen debido a la reacción de parte del aire de combustión con elementos simples del combustible. Los

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compuestos formados dependen fuertemente de la composición del combustible utilizado y de las condiciones de operación de la caldera e incluyen típicamente una variedad de óxidos de azufre y óxidos de nitrógeno, además de monóxido de carbono (indicador de combustión incompleta), el cual a su vez puede oxidarse para formar dióxido de carbono. Entre los equipos de control ambiental es necesario hacer una clasificación dependiendo de los componentes que son removidos en cada uno. A los equipos en los que son removidos distintos óxidos de azufre se les conoce como equipos de control de SOx, siendo este último término una generalización de los distintos óxidos. El óxido de azufre cuya concentración es mayor en los gases postcombustión es el dióxido de azufre [12] (SO2 por su nomenclatura química), y dependiendo de la composición del combustible y operación de la caldera, una pequeña parte de este compuesto puede oxidarse para formar trióxido de azufre (SO3 por su nomenclatura química). El SO2 es causante de acidificación del aire y fuentes de agua, además de ocasionar corrosión en equipos y estructuras. El SO3 es un compuesto que fácilmente se transforma en ácido sulfúrico (H2SO4 por su nomenclatura química) el cual está fuertemente relacionado con la lluvia ácida, y en conjunto pueden ocasionar que los gases a la salida de la chimenea (la cual está al final de todos los equipos de control ambiental) tengan una coloración, debido a que estos compuestos reaccionan con la luz solar dando este efecto [12]. Los equipos para control de SOx se clasifican de forma general en depuradores húmedos o depuradores secos. Los depuradores húmedos son equipos en los que una solución alcalina es circulada en contraflujo con los gases postcombustión, habiendo un contacto directo entre la solución y los gases, lo que promueve la formación de sales en forma de sulfitos y sulfatos, dejando al gas tratado con un porcentaje notablemente menor de óxidos de azufre. Los depuradores secos son equipos en los que una solución alcalina, mucho más concentrada que para el caso de los depuradores húmedos, es atomizada y rociada a lo largo del paso de los gases postcombustión en el equipo, promoviendo la formación de sales en forma de sulfitos y sulfatos que después de la evaporación del agua de la solución quedan contenidas en los gases que abandonan el depurador, siendo removidas en equipos posteriores. Para el control de los óxidos de azufre existe además la posibilidad de añadir aditivos alcalinos (en forma de hidróxidos o carbonatos) en distintas etapas del paso de los gases postcombustión, incluyendo la opción de inyección directa en la caldera.

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A los equipos en los que son removidos distintos óxidos de nitrógeno se les conoce como equipos de control de NOx, siendo este último término una generalización de los distintos óxidos. El compuesto de nitrógeno con mayor concentración en los gases postcombustión es el óxido nítrico (NO por su nomenclatura química), correspondiendo entre 90% y 95% de los NOx totales [13]. El 5% ó 10% restante corresponde a dióxido de nitrógeno (NO2 por su nomenclatura química). A su vez, el NO sufre oxidación en la atmósfera y se convierte en NO2. Puede existir además formación de óxido nitroso (N2O por su nomenclatura química). Tanto el NO como el NO2 son gases que promueven acidificación y corrosión, tendiendo además efectos a corto y largo plazo en el sistema respiratorio. Por su parte, el N2O es un gas que promueve el deterioro de la capa de ozono [13]. Los equipos de control de NOx se clasifican de forma general en control primario y control secundario. El control primario consiste en evitar la formación de óxidos de nitrógeno durante el proceso de combustión a través del uso de quemadores de bajo NO x y de un control muy estricto del aire en exceso necesario para asegurar combustión completa en el horno de la caldera. El control secundario consiste en la remoción de los óxidos de nitrógeno formados durante la combustión, lo cual se realiza en equipos que promueven una reacción en la que los productos son nitrógeno biatómico (N2 por su nomenclatura química) y agua. Los equipos de control secundario más utilizados son aquellos asociados a los procesos de reducción selectiva catalítica o de reducción selectiva no catalítica, siendo la diferencia entre los dos el uso de un catalizador que promueve la reacción de formación de productos. A los equipos en los que son removidas las distintas partículas formadas tanto en el proceso de combustión como en el paso de los gases postcombustión por previos equipos de control ambiental se les conoce como equipos de control de partículas. Entre las partículas que viajan junto con los gases postcombustión se pueden mencionar las cenizas (caso de utilizar combustibles sólidos) y sales formadas por la inyección de aditivos. Los equipos más utilizados para el control de partículas son el precipitador electrostático y el filtro de tela. El precipitador electrostático funciona por la ionización del gas postcombustión, el cual se carga negativamente y es atraído hacia unas placas con carga positiva, a la que las partículas sólidas se adhieren y que son removidas periódicamente de las placas, mientras que el filtro de tela funciona en base a la acumulación de las partículas por el paso transversal del gas postcombustión a través de un tejido. Un término importante asociado a los equipos de control ambiental corresponde a la eficiencia de remoción, la cual se define como la relación entre el valor de la concentración del componente

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a la entrada menos la concentración del componente a la salida entre el valor de la concentración del componente a la entrada. Una expresión para dicho término se observa en la siguiente fórmula:

(2.3)

En la fórmula 2.3,

representa la eficiencia de remoción del equipo,

compuesto a la entrada del equipo y

la concentración del

la concentración del compuesto a la salida del equipo.

En la actualidad existen estándares tanto nacionales como internacionales que limitan las emisiones o niveles de concentración de compuestos contaminantes en los gases de salida de centrales termoeléctricas. Estos estándares típicamente hacen referencia a tres limitantes de emisiones: las emisiones de SO2, las emisiones de NOx y las emisiones de partículas. En Venezuela, el decreto 638 es aquel en el que se indican los límites de emisiones para nuevas plantas termoeléctricas. Por otra parte, los estándares internacionales tienden a ser más estrictos en cuanto a los límites, siendo la referencia internacional la emitida por el Banco Mundial, el cual basa sus valores según lineamientos de la Organización Mundial de la Salud (WHO por sus siglas en inglés). Es importante mencionar que el Banco Mundial hace dos lineamientos distintos para centrales termoeléctricas, uno para centrales con capacidades menores a 50 MW térmicos (MW térmicos corresponde a la energía por unidad de tiempo que suministra el combustible) y otro para centrales con capacidades mayores a 50 MW térmicos. A continuación, en la figura 2.2 se puede observar los lineamientos de emisiones de SO2, NO2 y partículas para centrales de tamaños mayores a 50 MW térmicos.

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Figura 2.2. Lineamientos de la calidad del aire según la Organización Mundial de la Salud para centrales de capacidad igual o mayor a 50 MW térmicos [14].

Es importante considerar estos lineamientos durante la etapa de diseño de una central termoeléctrica a vapor, especialmente para el caso de combustibles sólidos con altos contenidos de azufre, nitrógeno y cenizas. La selección de equipos específicos de control ambiental viene entonces determinada por las eficiencias de remoción que cada opción correspondiente para control de SOx, NOx y partículas puede ofrecer y de los estándares de calidad del aire que se deseen seguir.

CAPÍTULO 3 USO DE COQUE DE PETRÓLEO EN CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A VAPOR 3.1. Experiencia mundial El uso de coque como combustible para centrales termoeléctricas a vapor ha sido probado desde hace varios años por razones favorables como su alto poder calorífico, su costo más bajo en comparación con el carbón (por ser un subproducto del proceso de refinación) y por su alta producción mundial. Este uso comenzó con la adición de coque grado combustible a calderas que utilizaran carbón como combustible principal, de modo de conseguir una cantidad igual o mayor de energía en forma de calor con una menor cantidad de carbón y con coque como combustible secundario a precios más bajos que de los del carbón. En la actualidad existen tanto centrales termoeléctricas que queman mezcla de carbón y coque como centrales que utilizan únicamente coque. El uso de mezcla corresponde de forma mayoritaria a centrales cuyo diseño original está planteado únicamente para carbón, pero en las cuales es posible, dentro de los límites que presentan las características de la combustión de coque, tener flexibilidad en la alimentación a la caldera. El tipo de caldera más utilizado para la quema de carbón es la de combustión directa. Estas calderas están diseñadas principalmente para las propiedades y características del carbón y existen unidades capaces de producir suficiente vapor en las condiciones necesarias como para generar hasta 1300 MW eléctricos, debido a que la condición supercrítica del vapor ha sido probada satisfactoriamente en este tipo de calderas desde hace 50 años [8]. La condición supercrítica corresponde a una mayor eficiencia de la caldera, lo cual implica ahorro en costos de combustible, pero que por otra parte involucra mayores costos en materiales más resistentes a dichas temperaturas y presiones, razón por la cual la condición supercrítica ha sido aplicada

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centrales cuyas producciones de electricidad correspondan a 500 MW o más. Las centrales que no fueron diseñadas para trabajar en condiciones supercríticas y que buscan ahorrar costos en combustible utilizan mezcla de carbón y coque con este fin, pero la proporción carbón/coque viene limitada por la ignición de la mezcla en la caldera. Las proporciones de mezcla carbón/coque más utilizadas son 80% carbón/20% coque y 70% carbón/30% coque [15]. Esta proporción viene determinada de forma principal por la baja reactividad del coque. La baja reactividad consiste en que, debido al bajo contenido de materia volátil en el coque (correspondiente a la resta de 100% menos el porcentaje de carbono en el combustible) y a la mayor energía liberada en la combustión por su alto poder calorífico, el proceso de liberación de energía es lento, lo que trae como consecuencia dificultad para la ignición, inestabilidad de la llama en los quemadores y un alto contenido de carbono residual en las cenizas (carbono no quemado en la combustión). El uso únicamente de coque como combustible para calderas aplica a centrales termoeléctricas diseñadas de forma específica para las características de la combustión de coque. El tipo de caldera más ampliamente utilizado para la quema de coque es la de lecho fluidizado circulante [16]. Estas calderas están diseñadas para quemar una amplia gama de combustibles, incluyendo aquellos con baja reactividad, ya que estas calderas presentan dos componentes que contrarrestan los problemas causados por esta característica. Para contrarrestar la dificultad para la ignición y la inestabilidad de la llama se hace uso de la placa distribuidora de aire primario. Esta placa distribuye aire a altas velocidades a través de una capa de combustible que reposa en el fondo de la caldera, lo que permite que el aire se mueva de forma fluida a través de las partículas que conforman la capa, evitando la aglomeración de partículas y con el propósito final de que se libere la mayor cantidad de calor posible. Para contrarrestar la gran cantidad de carbono no quemado en las cenizas se hace uso de un ciclón, el cual es un dispositivo que recircula el material sólido que viaja junto con los gases postcombustión para finalmente separar las partículas más grandes y llevarlas de nuevo a la caldera y aprovechar el poder calorífico de dicho material. En las calderas de lecho fluidizado circulante se tiene además la opción de remoción de SO2 por la adición de material como piedra caliza, y las menores temperaturas de combustión en comparación con las de combustión directa reducen la formación de compuestos de nitrógeno (NOx). Existen otros tipos de calderas para la combustión de 100% coque. Entre ellas se puede mencionar la caldera de lecho fluidizado burbujeante, la cual funciona de manera similar a la

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caldera de lecho fluidizado circulante, radicando la diferencia en que las velocidades del aire primario suministrado por la placa distribuidora son menores y que el uso de estas calderas se ve limitado a centrales de capacidades eléctricas menores 25 MW [1]. Existen además calderas de combustión directa diseñadas especialmente para las propiedades y características del coque, pero su uso es pequeño en comparación con el lecho fluidizado circulante. Se puede asumir que esta tendencia se debe principalmente a los altos costos asociados a los equipos de control ambiental necesarios para el tratamiento de los gases producto de la combustión de coque de petróleo y dependiendo de los niveles de emisiones que se busquen cumplir en una central termoeléctrica, el uso de lecho fluidizado puede representar grandes ahorros en costos asociados tanto en la instalación de equipos como en la operación continua de la central. En la figura 3.1 es posible observar la tendencia mundial en tecnologías de combustión para la generación de energía eléctrica a partir de coque de petróleo.

Figura 3.1 Tecnologías de combustión para la generación de electricidad a partir de coque de petróleo [17].

Los dos principales fabricantes de calderas del tipo lecho fluidizado circulante en las que actualmente se utiliza coque como único combustible son Foster Wheeler y Alstom [1]. De forma general, los fabricantes de calderas cuentan además con amplia experiencia en el desarrollo de

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equipos de control ambiental para el caso específico de coque de petróleo. Alstom en particular cuenta con varias tecnologías en cuanto a desulfuración de gases postcombustión, incluyendo el sistema NID™, el cual consiste en una forma de depuración seca que utiliza una mezcla principalmente sólida de reactivo alcalino, cenizas y agua para el tratamiento de los gases. Alstom cuenta además con desulfuradores de gases postcombustión que utilizan agua de mar, cuyo funcionamiento está basado en el proceso Fläkt-Hydro que originalmente desarrollaron las compañías ABB-Fläkt y Norsk-Hydro [18]. 3.2. Descripción de equipos de combustión para el coque de petróleo Los dos tipos de calderas principalmente utilizados para la generación de electricidad a partir de coque de petróleo son el lecho fluidizado circulante y la combustión directa. La caldera de lecho fluidizado circulante se basa en el proceso de fluidización, el cual consiste en suspender partículas sólidas utilizando un fluido ascendente. En estas calderas, el combustible pulverizado y otros aditivos como piedra caliza para la desulfuración durante la combustión son inyectados en la zona del horno para ser suspendidos junto con una corriente de aire ascendente. Al aire asociado a esta corriente se le conoce como aire primario, ya que corresponde entre 60% y 70% del aire total de la combustión, rol que cumple aparte de ser utilizado para la fluidización de las partículas. El aire primario es inyectado al horno a través de una placa distribuidora, la cual consiste en un arreglo de toberas que permiten que el aire entre a altas velocidades, lo que causa que la corriente de aire y material sólido que asciende se desplace a velocidades entre 4 y 6 m/s [7]. El resto del aire necesario para el proceso de combustión se conoce como aire secundario y es inyectado al horno a nivel de los quemadores, los cuales están ubicados más arriba de la placa distribuidora. El aire primario y el aire secundario entran a la caldera gracias a ventiladores de corriente forzada, pero antes de entrar pasan por un intercambiador de calor conocido como precalentador de aire, en el cual parte del calor de los gases postcombustión que salen del economizador es transferido al aire, lo que representa un aumento en la eficiencia de la caldera, ya que más calor producido durante la combustión es transferido al agua que circula en las tuberías del evaporador en lugar de ser transferido al aire de combustión.

El tipo de

precalentador de aire más utilizado en las calderas de lecho fluidizado es el tubular, que funciona por transferencia de calor a lo largo del paso de los gases postcombustión por la parte exterior de una serie de tubos en los que circula el aire de combustión. El precalentador tubular es preferido para las calderas de lecho fluidizado circulante, que a diferencia del precalentador utilizado en las

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calderas de combustión directa (del tipo rotativo) no contiene partes móviles, las cuales se pueden ver más afectadas o necesitar mayor mantenimiento considerando las altas velocidades con que los gases postcombustión salen de la caldera. De igual manera que para la entrada del aire a la caldera, es necesario el uso de ventiladores de corriente inducida para que los gases postcombustión salgan de la caldera, debido a que las presiones en el interior de la misma son menores que la presión atmosférica. Las temperaturas de combustión en el lecho fluidizado circulante están en el rango de los 840 a 900°C [7]. El control de estas temperaturas depende fuertemente tanto de la recirculación de material sólido en el ciclón como de la adición de arena junto con el combustible y piedra caliza. El ciclón consiste en un separador de partículas, en el cual entran los gases postcombustión que salen de la zona del horno que todavía contienen combustible no quemado, cenizas volantes y arena caliente, siendo enviadas de nuevo al horno, para que de esa forma el combustible pueda quemarse completamente y que las partículas de más tamaño de cenizas y arena mantengan un lecho de material sólido en el fondo de la caldera. Este lecho está conformado principalmente por arena, la cual es adicionada para mantener una ignición estable, ya que al agregar arena se logra una menor concentración de aire en la mezcla de material sólido, lo que asegura dicha estabilidad. Los gases postcombustión, con los sólidos remanentes que no hayan sido devueltos por el ciclón al lecho, pasan a la zona de convección para el aprovechamiento adicional de las altas temperaturas de estos gases. En la figura 3.2 es posible observar una caldera de lecho fluidizado circulante con las principales partes de horno, ciclón y zona de convección e insumos y productos asociados.

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Figura 3.2. Partes, insumos y productos de una caldera de lecho fluidizado circulante [17].

Entre el material sólido que circula con los gases postcombustión se puede obtener yeso (CaSO4 por su nomenclatura química), el cual es resultado de la reacción de la piedra caliza (CaCO3 por su nomenclatura química) con el SO2 formado a partir de combustibles que contienen azufre. Tanto la piedra caliza no reaccionada como el yeso formado, dependiendo del tamaño de las partículas, pueden ser destinadas de nuevo al horno de la caldera o viajar junto con los gases postcombustión hasta ser separados junto con el resto del material sólido en el precipitador electrostático o filtro de tela. El yeso formado es difícil de separar del resto del material sólido como ceniza y arena, por lo cual en caso de considerar darle usos adicionales al material sólido producto de la combustión es importante tener en cuenta las propiedades conjuntas de todos estos materiales juntos. Usos típicos del material sólido producido en lechos fluidizados circulantes incluyen sustituto del cemento, relleno estructural, estabilización de suelos, y material base para carreteras [19]. La adición de piedra caliza en la caldera puede representar eficiencias de remoción de SO2 entre un 90% y 95% [20], estando la eficiencia estrechamente ligada a la relación calcio/azufre (relación Ca/S), que corresponde a cuántos moles de calcio, provenientes de la piedra caliza, son necesarios para asegurar una completa reacción con los moles de azufre presentes en el combustible, ya que a pesar de que la relación

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estequiométrica sea que un mol de calcio reacciona con un mol de azufre, las condiciones de la caldera representan un ambiente en el que es necesaria una relación mayor. La relación Ca/S en las calderas de lecho fluidizado varía entre 2 y 5 [20], dependiendo de la eficiencia de remoción de SO2 que se desee obtener y de las condiciones de operación de la caldera. Además de la remoción de SO2 en la misma caldera, el lecho fluidizado circulante ofrece también una forma de control primario de NOx, debido a que las temperaturas de combustión son menores a las temperaturas en las que se realiza la conversión del nitrógeno del aire en el compuesto NO (a partir de 1.538°C ocurre un crecimiento exponencial de formación de NO [21]). Considerando entonces que las calderas de lecho fluidizado ofrecen mayores tiempo de residencia del combustible por la recirculación que provee el ciclón, lo cual permite que combustibles con bajo contenido de materia volátil y con procesos lentos de liberación de calor puedan ser utilizados sin comprometer la estabilidad de la llama o que el contenido de no quemados en las cenizas sea muy alto, este tipo de calderas representa una opción muy atractiva para una amplia gama de combustibles icluyendo el coque de petróleo. Es importante considerar los beneficios adicionales que esta tecnología brinda en cuanto a control de emisiones, ya que dependiendo de los estándares nacionales o internacionales que se quieran alcanzar, una inversión en calderas de lecho fluidizado puede representar que no sea necesaria la instalación de equipos adicionales de control de SOx y NOx. De los fabricantes de calderas de lecho fluidizado, Alstom y Foster Wheeler han sido los suplidores más solicitados cuando el combustible a quemar es coque de petróleo. Es importante mencionar que actualmente sólo existe una caldera de lecho fluidizado circulante capaz de generar vapor en condiciones supercríticas, la cual está ubicada en la central termoeléctrica de Łagisza (Polonia) y utiliza mezcla de carbón con biomasa como combustible. Por esta razón es posible descartar la condición supercrítica para calderas de lecho fluidizado circulante cuyo único combustible sea coque. La caldera de combustión directa se diferencia de la del tipo de lecho fluidizado circulante en que no contiene un ciclón, por lo que el paso de los gases postcombustión desde la zona del horno a la zona de convección es inmediato, y aunque existen también los conceptos de aire primario y secundario, en combustión directa el aire primario es aquel que es mezclado con el combustible en el pulverizador previo a la inyección en la caldera (correspondiendo aproximadamente al 20% del aire total) y el aire secundario es aquel que es inyectado en el horno a nivel de los quemadores. De igual modo que para el caso de lecho fluidizado se utiliza un precalentador de aire para mejorar la eficiencia de la caldera, pero para el caso de combustión

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directa típicamente se hace uso de un precalentador rotativo, ya que el espacio y soportes requeridos son menores que para un precalentador tubular, y como las velocidades de los gases postcombustión son menores que para el lecho fluidizado circulante, hay menores posibilidades de falla de los componentes rotativos. Las temperaturas de combustión en las calderas de combustión directa están entre los 1.350 y 1.600°C [7]. El control de la combustión, a pesar de estar fuertemente relacionado con la temperatura, depende además de la relación aire/combustible, la cual a medida que es menor, correspondiendo a una mayor concentración de combustible en la caldera, asegura una ignición más estable. Esta relación a su vez depende del tipo de equipo utilizado para pulverizar el combustible. El pulverizador debe ser capaz de llevar el combustible a tamaños de partículas de por lo menos 70% de 75 micrones [7], de modo que sea necesario menos aire para poder ser transportado hacia el interior de la caldera. Esto es notablemente diferente de la forma en que el combustible es inyectado en el lecho fluidizado, en el que una línea neumática inyecta el combustible a la caldera y el aire primario que entra de forma separada a través de la placa distribuidora luego realiza la fluidización, realizándose la mezcla en el interior de la caldera y no en el exterior. A estas temperaturas comienza la formación exponencial de NO a partir del nitrógeno contenido en el aire de combustión, pero en comparación con el lecho fluidizado circulante, la combustión directa tiene el beneficio de que a las altas temperaturas ocurre la destrucción del compuesto N2O que también se forma durante la combustión, por lo que las calderas de lecho fluidizado son las que presentan mayores emisiones de este compuesto que promueve la destrucción de la capa de ozono [22]. Dependiendo de la presencia de ciertos metales como vanadio y níquel, las altas temperaturas pueden hacer que estos óxidos lleguen al punto de fusión, formando escoria que se adhiere a las paredes tanto del horno como de la zona de convección. Sin embargo, es posible elevar los puntos de fusión de ciertos de estos óxidos con la inyección de aditivos en la caldera. A diferencia también del lecho fluidizado circulante, en las calderas de combustión directa no hay remoción de SO2 por inyección de piedra caliza. Por lo tanto, si se quiere cumplir con estándares nacionales o internacionales, es necesario el uso de equipos de control de SO x, además de equipos de control de NOx, formados por la oxidación del nitrógeno contenido tanto en el aire como en el combustible. Otra diferencia entre las calderas de combustión directa y de lecho fluidizado circulante es que, como no hay adición de piedra caliza o de arena en la caldera, la cantidad de material sólido que sale de la misma y que posteriormente debe ser manejada en los equipos de control de partículas es mucho menor en combustión directa. Además, las características del

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material sólido son mucho más homogéneas, ya que corresponden casi completamente a ceniza volante, por lo cual es mucho más sencillo buscar usos alternos para los productos de la combustión directa que para los de lecho fluidizado circulante. Es importante mencionar que actualmente sólo existe un fabricante de calderas de combustión directa en las que se utilice coque de petróleo como único combustible, siendo éste Mitsubishi Heavy Industries (MHI). La primera caldera de este tipo fue instalada en Niigata (Japón) para la empresa Frontier Energy Niigata y el desarrollo tanto de la caldera como de los equipos auxiliares asociados a la misma estuvo en manos de MHI. Especial énfasis se hizo en el diseño de la alimentación de aire y combustible a la caldera (la mezcla de aire y combustible se realiza directamente en el pulverizador), el diseño y ubicación de los quemadores, el uso de aditivos para el control de escoria, el uso de equipos y aditivos para prevenir la corrosión [23]. El vapor producido en la caldera de esta central corresponde a una condición subcrítica.

3.3. Descripción de equipos de control ambiental asociados a la combustión de coque de petróleo Los equipos de control ambiental para el caso del coque de petróleo se pueden clasificar en equipos de control de SOx, equipos de control de NOx y equipos de control de partículas. Los equipos de control de SOx son aquellos en que se busca, a través de la disminución en la formación o remoción posterior, que los niveles de los óxidos de azufre formados desde el proceso de combustión hasta antes de llegar al equipo de control estén por debajo de un valor límite a la salida de la chimenea de los gases postcombustión. La formación de SO 2 se ve favorecida en la combustión cuando las temperaturas están por encima de los 815°C [12], por lo que es el compuesto de la forma SOx con mayor concentración. A medida que la temperatura disminuye en la parte superior del horno y en la zona convectiva, y dependiendo también del contenido de oxígeno que no reaccionó durante la combustión, parte del SO2 puede oxidarse y formar SO3. Típicamente la conversión de SO2 a SO3 corresponde entre 0,5% y 1,5% del SO2 formado, pero dadas las condiciones de temperatura y la presencia de óxidos de metales (por ejemplo óxidos de vanadio) tanto en los gases postcombustión como en las paredes o tubos de la caldera pueden hacer que dicho porcentaje de conversión sea mayor [12]. Los óxidos de vanadio funcionan como catalizadores en la conversión de SO2 a SO3, lo que quiere decir que promueve la reacción al aumentar la velocidad a la que la misma tiene lugar. Puede haber presencia de

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óxidos de vanadio en calderas en las que el combustible tenga alto contenidos de este metal y también si se hace uso de equipos de reducción selectiva catalítica (para el control de NOx), en los cuales la parte activa del catalizador consiste primariamente de pentóxido de vanadio (Va2O5 por su nomenclatura química). Parte del SO3 también pude sufrir hidrólisis y convertirse en ácido sulfúrico gaseoso (H2SO4 por su nomenclatura química), lo cual ocurre en zonas en las que las temperaturas alcanzan valores menores a los 538°C [12], siendo el lugar típico de formación de H2SO4 el precalentador de aire. Para la remoción en particular del SO2 existen tres tipos de control principales: los depuradores húmedos, los depuradores secos y la inyección de aditivos en la caldera. Los depuradores húmedos son equipos en los que una solución alcalina es circulada en contraflujo con los gases postcombustión, habiendo un contacto directo entre la solución y los gases, lo que promueve la formación de sales en forma de sulfitos y sulfatos con un tamaño lo suficientemente grande como para poder ser separadas en una rejilla, quedando el líquido remanente para recirculación hasta que su alcalinidad no brinde la eficiencia de remoción requerida (para luego ser tratada como agua residual) y dejando al gas tratado con un porcentaje notablemente menor de óxidos de azufre. Las partes principales de un depurador húmedo consisten en los separadores de humedad, los rociadores de solución alcalina, la rejilla separadora, el agitador y las bombas de recirculación de la solución. En la figura 3.3 es posible observar estas partes.

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Figura 3.3. Partes principales de un depurador húmedo [24].

La mayoría de los depuradores húmedos en funcionamiento utilizan una solución alcalina de agua y de piedra caliza triturada (cuyos compuestos primarios son carbonato de calcio y óxido de calcio, siendo las nomenclaturas químicas correspondientes CaCO3 y CaO), que al reaccionar con el SO2 forman como productos finales sulfito de calcio y sulfato de calcio hidratado (CaSO3 y CaSO4.H2O respectivamente por su nomenclatura química). El CaSO4.H2O corresponde a yeso, por lo que este producto del control de SO2 puede ser vendido posteriormente, eliminando los costos de disposición final. Entre las desventajas radican los altos consumos de potencia (asociados a las bombas de recirculación y a los agitadores) y los altos costos de tratamiento del agua residual. Las eficiencias de remoción de los depuradores húmedos están entre 92% y 98% [25], lo que hace el tipo de depurador con eficiencias más altas de remoción comprobadas hasta el momento. Dichas eficiencias están estrechamente relacionadas tanto al funcionamiento del

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depurador (asegurando una reacción íntima entre la solución y los gases) como a la relación Ca/S, la cual para estos equipos está en el rango de 1,02 y 1,1 [25] y mientras mayor sea, mayor será la eficiencia de remoción en el depurador. Existe además un tipo de depurador húmedo cuya solución alcalina consiste en agua de mar, la cual después de ser utilizada para el tratamiento de los gases postcombustión, es mezclada con agua de mar fresca para así devolverle su pH original y retornarla al mar. El uso de estos depuradores depende de la cercanía al mar de la central y también de la alcalinidad del agua utilizada. En la depuración, la adición inicial de agua de mar (realizada en un equipo como el de la figura 3.3) y la aireación transforman el SO2 en radicales de carbonato (SO42- por su nomenclatura química), procesos en los cuales se librean iones de hidrógeno (H+ por su nomenclatura química), por lo que es necesaria la adición de agua de mar fresca para devolverle el pH original al agua utilizada en la depuración y así poder ser retornada al mar. Dependiendo de la alcalinidad (capacidad de neutralizar iones de hidrógeno) de la misma, se necesitará un mayor o menor flujo másico de agua de mar. En estos depuradores se puede utilizar únicamente agua proveniente del mar o se le pueden agregar aditivos para ajustar hasta la alcalinidad deseada. Entre los procesos que utilizan únicamente agua de mar se puede mencionar el proceso Fläkt-Hydro, desarrollado originalmente por las compañías ABB-Fläkt y NorskHydro. Actualmente el mayor representante de este proceso es Alstom, ofreciendo equipos de depuración con agua de mar en los que se aseguran eficiencias de remoción mayores al 95% [18]. Los depuradores secos funcionan a partir de la reacción entre una mezcla alcalina atomizada con gran concentración de material alcalino (típicamente cal o CaO por su nomenclatura química) y baja concentración de agua, para formar CaSO3 y CaSO4 después de la evaporación del agua atomizada en la mezcla, sales que son posteriormente removidas de los gases en los equipos de remoción de partículas. A pesar de que estos depuradores consumen menos potencia debido a que no implican el uso de bombas de recirculación y el manejo posterior del líquido utilizado, son menos frecuentes que los depuradores húmedos debido a las menores eficiencias de remoción que ofrecen, las cuales están en un rango entre 85% y 92%, asociadas a una relación Ca/S entre 1,3 y 2 [25]. En la inyección de aditivos en la caldera se agrega directamente el material alcalino (piedra caliza o cal hidratada) en la parte superior del horno y las eficiencias de remoción alcanzadas están entre 30% y 50% [25], asociadas a relaciones Ca/S de hasta 2,5 [24]. La inyección debe ser hecha de forma uniforme en el gas postcombustión y en un rango de temperaturas muy específico, ya que de no ser así, la mezcla de cenizas, aditivos y otros materiales sólidos puede formar una capa aislante para la transferencia de calor, teniendo como

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consecuencia una disminución en la eficiencia de la caldera y mayor cantidad de combustible no quemado. Para el control de SO3 es posible utilizar tanto métodos para reducir su producción como métodos para su remoción. Para reducir la producción son importantes las condiciones de operación de la caldera y la selección de los distintos componentes asociados al paso de los gases postcombustión luego de que los mismos abandonan la caldera. En la caldera se debe utilizar una cantidad de aire de combustión, la cual sea lo suficientemente alta como para asegurar combustión completa, pero sin ser demasiada como para que exista oxígeno en exceso que pueda permitir la oxidación del SO2. Posterior a la caldera, el uso de reducciones selectivas catalíticas con catalizadores de baja conversión de SO2 a SO3 asegura una reducción significativa de la producción de SO3, debido a que las conversiones están en el rango de 0,2% hasta 0,8% por capa de catalizador [12] (típicamente se utiliza un mínimo de 3 capas). Para la remoción de SO 3 se puede aprovechar el uso de precalentadores de aire (se forma H2SO4, el cual al pasar del lado de los gases postcombustión al lado de aire por condensación, entra de nuevo a la caldera y es destruido a nivel de los quemadores), filtros de tela (se aprovecha la alcalinidad de las cenizas acumuladas para reacción adicional) o aditivos (amoníaco, hidróxido de magnesio, cal hidratada o trona para formar sales que son recoltectadas en los equipos de remoción de partículas). Los equipos de control de NOx son aquellos en que se busca, a través de la disminución en la formación o remoción posterior, que los niveles de los óxidos de nitrógeno formados desde el proceso de combustión hasta antes de llegar al equipo de control estén por debajo de un valor límite a la salida de la chimenea de los gases postcombustión. La formación de los óxidos de nitrógeno se debe principalmente a la oxidación del nitrógeno contenido en el combustible y el aire de combustión, siendo conocidos como NOx combustible y NOx térmico respectivamente. El NOx térmico corresponde típicamente a un 25% de los NOx totales, y el resto corresponde en su mayoría a NOx combustible [21]. Se forma además una muy pequeña cantidad a NOx rápido, el cual es producto de la oxidación de compuestos intermedios formados a partir de especies volátiles de nitrógeno (proveniente tanto del aire como del combustible) en las fases iniciales de la combustión [13]. La formación de NOx combustible no está muy entendida, pero estudios hechos para carbón indican que la producción de NOx depende más del tipo de carbón que de su contenido de nitrógeno. Para el caso de NOx térmico, la formación del mismo sí está más estudiada y depende típicamente de parámetros como contenidos de nitrógeno y oxígeno en el aire, temperatura y tiempo de residencia a dicha temperatura. Estudios indican además que a partir de los 1.538°C la producción de NOx aumenta exponencialmente en función de la

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temperatura [21]. El NO es el compuesto de mayor concentración de los NOx totales, correspondiendo entre 90% y 95% [21]. El porcentaje restante corresponde a NO2. La producción de N2O depende fuertemente de la temperatura de operación de la caldera, y el rango de temperatura ideal para la formación de este compuesto está entre los 800 y 900°C [13]. Por esta razón las emisiones de N2O son más altas en las calderas de lecho fluidizado circulante que de combustión directa, en las cuales las temperaturas más altas promueven la destrucción de este compuesto. Los equipos de control de NOx se dividen en control primario y control secundario. El control primario consiste en evitar la formación de estos compuestos, mientras que el control secundario consiste en la remoción de aquellos formados. Entre el control primario se puede mencionar la reducción de aire de entrada a la caldera y el uso de quemadores de bajo NO x. Al reducir el aire que entra a la caldera hay menor cantidad de oxígeno capaz de reaccionar con el nitrógeno, pudiéndose alcanzar reducciones en el NOx formado de entre 10% y 44% [26], pero esto a su vez tiene la desventaja de poder ocasionar combustión incompleta (combustible no quemado). Los quemadores de bajo NOx se basan en una mezcla controlada de aire y combustible que sucede dentro del mismo equipo. En la figura 3.4 es posible observar la llama de un quemador de bajo NOx.

Figura 3.4. Llama de un quemador de bajo NOx [13].

En la zona de combustión primaria se inyecta poca cantidad de aire, lo que crea una atmósfera rica en combustible y pobre en oxígeno, lo que minimiza la formación de NOx combustible y NOx rápido durante el inicio de la combustión. El resto del aire en inyectado en la parte más

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externa de la llama, lo que crea una atmósfera rica en oxígeno que corresponde a condiciones más favorables para la combustión y así tener menos combustible no quemado. Como además, el aire no es inyectado en la zona primaria de combustión, sino en zonas de temperaturas más bajas la formación de NOx térmico es menor. Entre el control secundario se puede mencionar la reducción selectiva catalítica y la reducción selectiva no catalítica. Ambos controles consisten en la inyección de reactivos químicos, típicamente amoníaco o urea, a lo largo del paso de los gases postcombustión para generar nitrógeno biatómico y agua. En la reducción selectiva catalítica, el reactivo es inyectado sobre los gases postcombustión inmediatamente después del economizador, para luego pasar por una capa de catalizadores, los cuales aceleran la reacción en la que los NO x en presencia del reactivo y oxígeno producen nitrógeno biatómico (N2 por su nomenclatura química) y agua. Debido a la formación de agua, el equipo de reducción selectiva catalítica es colocado entre el economizador y el precalentador de aire, ya que la parte activa del catalizador (comúnmente pentóxido de vanadio) promueve la conversión de SO2 a SO3, el cual en presencia del agua puede hidrolizar y formar H2SO4, pudiendo este último ser removido en el precalentador de aire. Las eficiencias de remoción de NOx este método están en el rango de 80% hasta 95% [26], siendo posible alcanzar los más altos valores eficiencia mientras la reacción tenga lugar en el rango óptimo de temperaturas (300 a 400°C) [12], pero hay que tener en cuenta la conversión del SO2 al SO3 debido a la capa de catalizadores y el posible bloqueo de los poros de los catalizadores debido a la formación de sales de reactivo (el reactivo que no reacciona con los NOx puede reaccionar con el SO2 o SO3 y formar sulfitos o sulfatos). La reducción selectiva no catalítica se diferencia del método anterior en que la inyección de reactivo se realiza dentro de la misma caldera y que no se hace uso de catalizadores. La reacción entre los NOx, el reactivo y el oxígeno genera los mismos productos que para la reducción selectiva catalítica, pero dicha reacción es más lenta por la falta del catalizador y si la inyección del reactivo no es hecha en el horno en una zona en la que el rango de temperatura esté entre los 850 y 1.100°C es posible promover la formación de NOx adicional e incluso la formación de N2O [13]. Las eficiencias de remoción de este método están en el rango de 30% a 40% [26], siempre que la reacción tenga lugar en el rango óptimo de temperatura, y a pesar de implicar ahorros en catalizadores y mantenimiento de equipos adicionales, es importante tener en cuenta que este método requiere de mayor cantidad de reactivo para la reacción y además reduce la eficiencia de la caldera por el calor que es transferido a los reactivos y productos.

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Los equipos de control de partículas son aquellos en que se busca, a través de la disminución en la formación o remoción posterior, que los niveles de material sólido formado desde el proceso de combustión hasta antes de llegar al equipo de control estén por debajo de un valor límite a la salida de la chimenea de los gases postcombustión. La formación de material sólido corresponde principalmente al contenido de cenizas en el combustible y puede incluir adicionalmente combustible no quemado y sales formadas para el control de SOx. En el uso de calderas de combustión directa las cenizas volantes son el material predominante entre los materiales sólidos recolectados, mientras que en el uso de calderas de lecho fluidizado el yeso producido por la reacción del SO2 y la piedra caliza es el material predominante, pero viene mezclado junto con las cenizas volantes formadas y arena adicionada en el lecho. Las cenizas volantes pueden ser utilizadas posteriormente en la industria del cemento, incluyendo el uso como sustituto del cemento Portland (para lo cual tiene que ser evaluada según la norma ASTM C-618) [15]. En las calderas de combustión directa la ceniza volante representa casi completamente los materiales sólidos que son recolectados en los equipos de control de partículas (a menos que exista gran cantidad de combustible no quemado, lo cual no es deseado), mientras que en las calderas de lecho fluidizado las cenizas volantes están íntimamente mezcladas con el yeso formado y la arena (además de poder incluir combustible no quemado y piedra caliza no reaccionada, lo cual no es deseado), razón por la que las cenizas volantes no pueden ser aprovechadas directamente y el uso como sustituto del cemento no aplica para el material sólido recolectado de las calderas de lecho fluidizado. Entre otros usos posibles para este material se incluye el de relleno estructural, estabilización de suelos y base para carreteras. Los equipos más utilizados para la recolección de material sólido tanto en centrales con calderas de combustión directa como de lecho fluidizado son el precipitador electrostático y el filtro de tela. El precipitador electrostático funciona por la ionización del gas postcombustión, el cual se carga negativamente y es atraído hacia unas placas con carga positiva, a la que las partículas sólidas se adhieren y que son removidas periódicamente de las placas. La diferencia de potencial aplicada entre unos electrodos de descarga y las placas es lo suficientemente grande como para crear una corona de descarga alrededor de los electrodos. Cuando el gas postcombustión pasa por esta corona, el mismo es ionizado, formándose una gran cantidad de iones negativos. A medida que el gas postcombustión se acerca a las placas, los iones negativos se adhieren a las partículas suspendidas del gas hasta que las mismas se unen a la placa. De este modo se recolecta las partículas y la carga eléctrica pasa a tierra. En la figura 3.5 es posible observar el funcionamiento básico de un precipitador electrostático.

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Figura 3.5. Funcionamiento básico de un precipitador electrostático [27].

Las eficiencias de remoción en los precipitadores electrostáticos tienen valores mayores a 99,95% para partículas de tamaño igual o mayor a 10µm y valores mayores a 96,5% para partículas de tamaño igual o menor a 1 µm [28]. Estas eficiencias dependen además fuertemente de la resistividad de las partículas en el gas postcombustión. Si la resistividad es muy baja, las partículas pierden su carga rápidamente, mientras que si es muy alta, es posible la formación de una capa aislante en las placas recolectoras. El otro equipo utilizado típicamente en las centrales termoeléctricas para la remoción de partículas es el filtro de tela. Éste consiste en el uso de elementos filtrantes unidos en la parte inferior a tolvas de recolección. El gas postcombustión pasa por la parte exterior de los elementos filtrantes, los cuales atrapan el material sólido, y cuando estos elementos ya están lo suficientemente llenos, una corriente de aire es enviada en la dirección longitudinal de los filtros, haciendo que todo el material recolectado caiga en las tolvas. Las eficiencias de remoción en los filtros de tela tienen valores mayores a 99,95% para partículas de tamaño igual o mayor a 10µm y valores mayores a 99,6% para partículas de tamaño igual o menor a 1 µm [28]. Unas ventajas del filtro de tela en comparación con el precipitador electrostático corresponden a una mayor eficiencia en la recolección de partículas muy finas y la experiencia comprobada de altas eficiencias de remoción de SO3. Esta remoción de SO3 es

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producto de la reacción con la ceniza que se acumula en los filtros, reacción en la cual se aprovecha la alcalinidad de las cenizas y que no se da de forma fácil simplemente al estar presentes los dos reactivos en el gas postcombustión [12]. El filtro de tela presenta además beneficios adicionales al ser utilizado en conjunto con calderas de lecho fluidizado, ya que piedra caliza no reaccionada en la caldera se acumula en los filtros, y durante el paso de los gases postcombustión puede conseguirse remoción adicional de SO2 [24]. Existe además la posibilidad de utilizar cal quemada para remoción adicional de SO2 en centrales termoeléctricas con calderas de lecho fluidizado. La cal quemada (CaO por su nomenclatura química) se forma por calcinación de piedra caliza en el horno de la caldera y este material formado (que no pudo ser utilizado para remoción de SO2 en el lecho) tiene características alcalinas que bajo ciertas condiciones permitirían remoción adicional. La tecnología NID™ de Alstom es un ejemplo del aprovechamiento de la cal quemada [17]. El funcionamiento de esta tecnología se basa en que la cal quemada es mezclada con agua y con ceniza removida del filtro de tela, para así formar una mezcla que es inyectada al gas postcombustión previo a la entrada del filtro. Esta mezcla presenta unas condiciones que favorecen la filtración y la reacción entre la cal y el SO2, aumentando así la eficiencia de remoción de este compuesto. Por otra parte, una desventaja del filtro de tela en comparación con los precipitadores electrostáticos es el tema de manejo posterior de los filtros utilizados.

CAPÍTULO 4 USO DE STEAMPRO™ PARA SIMULACIÓN DE CENTRALES TERMOELÉCTRICA CON COQUE COMO ÚNICO COMBUSTIBLE 4.1. Interfaz de SteamPro™ SteamPro™ es un programa de la empresa Thermoflow Inc. y el mismo permite automatizar el proceso de diseño de una central termoeléctrica a vapor. El programa contiene hasta 1800 variables modificables por el usuario (teniendo valores automáticos predeterminados), distribuidas en distintas interfaces internas correspondientes a bloques de la central, para finalmente calcular los balances de masa, calor, desempeño de la planta y dimensiones de los distintos componentes. La automatización de los cálculos y la libertad de modificación de parámetros permiten no sólo plantear el diseño inicial de una central termoeléctrica a vapor, sino además encontrar las configuraciones óptimas de la misma en base a parámetros claves de diseño. Al comenzar un nuevo diseño en SteamPro™, se le indica al usuario la selección del tipo de caldera, la capacidad por bloque de generación, el número de bloques de generación, la configuración de la turbina, la frecuencia del generador y la opción de incluir captura de CO2. La interfaz para el nuevo diseño puede ser apreciada en la figura 4.1.

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Figura 4.1. Interfaz para nuevo diseño en SteamPro™.

Luego de las selecciones iniciales previas al diseño de la central termoeléctrica, el programa guía al usuario según el orden de las siguientes interfaces, las cuales son generalmente comunes para cualquier diseño. 

Criterios de planta: Corresponde a la primera interfaz de diseño, y en la misma el usuario define los parámetros principales asociados al sitio donde se plantea la instalación de la central termoeléctrica. Dichos parámetros incluyen las condiciones ambientales del sitio y de las fuentes de agua, la selección del combustible a utilizar y la selección del sistema de enfriamiento. Las condiciones ambientales a definir son temperatura del sitio, altitud o presión del sitio (la definición de una de las dos permite el cálculo automático de la otra) y humedad relativa o temperatura de bulbo húmedo (la definición de una de las dos permite el cálculo automático de la otra). La selección del sistema de enfriamiento permite elegir condensador por ciclo abierto, enfriamiento del agua del condensador con torre de enfriamiento húmeda con circulación natural o forzada, o condensador enfriado por aire. En la selección del combustible hay la opción tanto de elegir uno de los combustibles de la base de datos de SteamPro™ como la de definir un combustible,

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siendo esta última opción posible si se cuenta con las propiedades del mismo. El programa puede calcular tanto el poder calorífico superior como inferior en base a fórmulas del Instituto de Tecnología del Gas, la fórmula de Dulong o la fórmula de Von Dracek, pero también es posible que el usuario defina dicho valor si cuenta con los datos de una prueba realizada al combustible con que se desea trabajar. Es posible además incluir o no sistema de calefacción de distrito. 

Sistema de Enfriamiento: Esta interfaz de diseño se despliega si la configuración de la turbina incluye condensación (en caso de elegir turbina de contrapresión sin condensación la misma no se desplegará). En esta interfaz se permite el diseño del condensador y de la torre de enfriamiento (en caso de haber sido seleccionada en la interfaz de criterios de planta). El diseño termodinámico tanto del condensador como de la torre de enfriamiento puede ser hecho automáticamente por el programa o definido por el usuario. En el caso de que sea hecho automáticamente por el programa y que se seleccione condensador en ciclo abierto, los parámetros que se conservan del usuario son aquellos definidos en la interfaz de criterios de planta correspondientes a la temperatura de la fuente de agua de enfriamiento proveniente del reservorio térmico y el aumento de temperatura permisible del agua que retorna a dicha fuente. En modo automático el programa define la presión de operación del condensador, la cual determina la temperatura de saturación del condensador, siendo ésta la temperatura que idealmente tendría el líquido saturado que sale del condensador y que se dirige hacia el primer calentador de agua. Si no se elige el modo automático, el usuario puede directamente definir la presión de operación del condensador. En el caso de que el diseño sea hecho automáticamente por el programa y que se seleccione condensador con torre de enfriamiento húmeda o enfriado con aire, los parámetros que se conservan del usuario corresponden a las condiciones de temperatura y humedad relativa, ya que se asume que el aire que entra a la torre de enfriamiento o que enfría el condensador es aire ambiente. Tanto la temperatura ambiente como la humedad relativa del aire determinan la temperatura de bulbo húmedo, que idealmente para el caso de torre de enfriamiento correspondería a la temperatura del agua de enfriamiento que sale de la torre y entra al condensador. Para el caso de torre de enfriamiento, si no se elige el modo automático, el usuario puede definir directamente las características del aire que entra a la torre de enfriamiento, además de la pérdida de presión asociada al ventilador de la torre, de modo

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que el aire a la salida tenga mayor velocidad que el aire que entra. Para el caso de condensador enfriado por aire, el usuario puede definir directamente las características del aire que intercambia calor con la mezcla saturada de líquido y vapor que circula en las tuberías del condensador. En ventanas secundarias de la misma interfaz es posible también definir ciertos parámetros del diseño de la estructura tanto del condensador como de la torre de enfriamiento, como lo son material, diámetro y espesor de los tubos del condensador, además de tipo de torre enfriamiento, material de la misma y tipo de ventilador. La mayoría de estos parámetros tienen un valor automático asociado y serán tomados con dicho valor a menos que el usuario cambie de modo a automático a modo definido por el usuario en cada una de las ventanas secundarias. 

Ciclo de vapor: Esta interfaz de diseño despliega la configuración de turbina de vapor que es originalmente seleccionada en la interfaz para nuevo diseño, permitiendo al usuario dejar los valores automáticos establecidos por el programa o definir nuevos valores para las condiciones de presión y temperatura en la entrada de cada etapa de la turbina. Los valores automáticos dependen de si el usuario selecciona la condición de vapor subcrítica o supercrítica, asumiendo valores típicos para cada una de las condiciones. En esta interfaz es posible además especificar la capacidad de generación, sea tanto en potencia bruta como en potencia neta, además de la frecuencia del generador y del tipo de accionamiento de la bomba de agua de alimentación para la caldera.

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Calentadores de agua: Esta interfaz de diseño permite al usuario dejar en automático o modificar los valores de las variables generales asociadas a los calentadores de agua de alimentación ubicados entre la salida del condensador y la entrada al economizador. Entre los parámetros modificables están el número de calentadores de agua, el tipo de calentadores de agua, la fuente primaria de vapor para cada calentador, el calentador de destino del vapor ya enfriado proveniente de un calentador aguas arriba, la posición de la bomba de agua de alimentación de la caldera (es posible indicar después de cuál calentador es colocada la bomba), la temperatura del agua de alimentación a la salida del último calentador de agua, el número de puertos de entrada de vapor hacia cada etapa y el número de puertos de salida que tiene cada etapa para destinar vapor a los calentadores.

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Entradas a la turbina de vapor: Esta interfaz de diseño permite al usuario dejar en automático o modificar los valores de las variables asociadas a los grupos de cada cuerpo

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de la turbina de vapor (cuerpo de alta, pre-intermedia, intermedia o baja presión), siendo las cuerpos definidos según la selección de configuración de la turbina de vapor hecha en la interfaz para nuevo diseño. El programa determina automáticamente el número de grupos de cada cuerpo de la turbina dependiendo del número de puertos de entrada y salida de vapor de dicho cuerpo, número que es definido en la interfaz de calentadores de agua. El valor del número de grupos de cada cuerpo de la turbina será uno (1) más el número total de puertos de entrada y salida de dicha cuerpo. El programa a su vez determina un número etapas correspondientes a cada grupo, basadas en un valor de referencia de caída de presión por cada etapa (valor automático de 1,35), el cual programa utiliza para simular la caída de presión por un anillo real de álabes. Dependiendo del número de grupos que defina el usuario, el valor de 1,35 es incrementado o disminuido internamente por el programa para generar un valor entero final de etapas por grupo. Entre los parámetros modificables están el tipo de control de presión asociado a los puertos de entrada o de salida de cada grupo (de presión deslizante, control de aceleración con una sola válvula, control de toberas con modelado de infinitas válvulas y control multiválvulas, lo cual tiene efecto en los cálculos del programa cuando la turbina está a cargas parciales), el método de estimación de la eficiencia seca de cada etapa (el programa considera que la eficiencia en cada etapa de cada grupo es la misma en ausencia de humedad, lo cual es corregido posteriormente para valores inferiores a una calidad límite definida de forma automática por el programa o modificable por el usuario), consideraciones de diseño termodinámicas (como la referencia de caída de presión por etapa o la calidad límite para la corrección de eficiencia), las características del generador (como factor de potencia y tipo de enfriamiento), diseño de la salida del vapor en la última etapa del último grupo de la etapa de baja presión y selección tanto del método de cálculo de flujo de vapor en las fugas como el destino de dichas fugas. 

Entradas de los calentadores de agua: Esta interfaz de diseño permite al usuario dejar en automático o modificar los valores de las variables específicamente asociadas a los calentadores de agua. Entre los parámetros modificables por el usuario están la temperatura del agua a la salida de cada calentador, el material de cada calentador, el diámetro de las tuberías donde circula el agua y el espesor de dichas tuberías.

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Procesos: Esta interfaz de diseño permite al usuario dejar en automático o modificar los valores de las variables asociadas al uso de turbinas de contrapresión para accionar bombas, calefacción distrital y adición o extracción de vapor para procesos adicionales al ciclo de vapor, lo cual no necesariamente aplica en todas las centrales termoeléctricas. Es posible definir hasta 5 extracciones de vapor para procesos, el cual proviene directamente del sobrecalentador y para cada extracción se puede definir la presión (limitada a ser menor a la correspondiente al vapor a la salida del sobrecalentador), la temperatura y el flujo másico. Es posible también definir hasta 3 adiciones de vapor hacia los puertos de entrada de la turbina y se puede definir el puerto de adición, la temperatura, la presión y flujo másico del vapor. Además está la opción de definir adiciones y extracciones de agua en el pozo del condensador, en la carcasa de los calentadores de agua o la entrada de la caldera con sus respectivos valores de presión, temperatura y flujo másico. En caso de incluir calefacción de distrito, los parámetros asociados al mismo se pueden modificar en esta interfaz.

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Bombas: Esta interfaz de diseño permite al usuario dejar en automático o modificar los valores de las variables asociadas a las bombas utilizadas en los distintos bloques de la central termoeléctrica a vapor. Las bombas que están definidas de forma automática por el programa son la bomba de agua de alimentación a la caldera (la cual está intercalada entre los calentadores de agua y cuya posición puede ser definida por el usuario), la bomba que envía agua de enfriamiento hacia el condensador, la bomba que dirige el líquido condensado (a partir del vapor) desde la salida del condensador hacia el primer calentador de agua, y una bomba booster de agua de alimentación a la caldera (la cual reduce la altura efectiva que necesita proporcionar la bomba de agua de alimentación de la caldera). En esta interfaz es posible definir para cada una de las bombas mencionadas previamente el tipo de bomba, el número de bombas en cada estación de bombeo, la velocidad de giro y las características del accionamiento (motor eléctrico, turbina de contrapresión o turbina con condensación). Para cada una de las bombas la interfaz muestra una curva de altura efectiva vs caudal, siendo esta curva adimensional, ya que cada una de las variables están expresadas como el porcentaje de la altura y flujo nominal. El usuario puede sobre esta curva definir un margen de flujo y altura (como porcentaje de distancia desde el punto nominal) para cuando la bomba trabaje en condiciones fuera de las de diseño, lo cual el programa luego de hacer los cálculos de

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flujos de masa para definir el punto de diseño de la bomba, utilizaría para el dimensionamiento apropiado de la misma. Sobrepuesta sobre la curva de altura efectiva vs caudal está la curva de eficiencia vs caudal, y aunque el programa asume una eficiencia isentrópica típica según el tipo de bomba, el usuario tiene la posibilidad de cambiar dicho valor. 

Caldera térmica: Esta interfaz de diseño permite al usuario dejar en automático o modificar los valores de las variables termodinámicas asociadas a la caldera escogida en la interfaz de nuevo diseño. En el modo automático, los únicos parámetros modificables son el número de unidades (bloques individuales de generación) y el número de calderas por unidad. Para el caso de combustión directa sólo se permite una caldera por unidad, por lo tanto el último parámetro no aplica si se escoge este tipo de caldera. Además, en el modo automático la eficiencia de la caldera se calcula por el método indirecto, asumiendo un valor inicial de 100% y haciendo las restas por pérdidas correspondientes según el tipo de combustible a quemar. Si se cambia del modo automático al modo definido por el usuario, es posible cambiar varios parámetros asociados a la caldera. En este modo el usuario puede definir, entre otras cosas, un valor de eficiencia de la caldera (según el poder calorífico alto o bajo del combustible), el tipo de circulación de agua en el evaporador (circulación natural o forzada para condición subcrítica y paso inmediato para condición supercrítica), la presión de trabajo en el horno, el porcentaje de aire en exceso para la combustión, consideraciones termodinámicas (como pérdidas de presión en el sobrecalentador y economizado), el tipo de precalentador de aire (rotativo o tubular), las eficiencias isentrópicas de los ventiladores de tiro forzado y la opción de inclusión de ventiladores de tiro inducido. Para el caso en que se define caldera de lecho fluidizado burbujeante o circulante en la interfaz de diseño inicial, aunque el programa cuenta con un valor típico de eficiencia de remoción de SO2 en el lecho, asociado a una correspondiente relación Ca/S, el usuario puede cambiar estos valores e incluso definir la composición de la piedra caliza utilizada (si cuenta con dicha información). También es posible definir el valor de flujo másico de arena o material inerte utilizado para mantener la temperatura del lecho.

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Dimensionamiento de la caldera: Esta interfaz de diseño se despliega únicamente si el usuario escoge el modo definido por el usuario en la interfaz de caldera térmica. En esta interfaz es posible definir el valor de parámetros de dimensionamiento del horno (como

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relación altura/ancho o profundidad/ancho) y del ciclón en caso de escoger lecho fluidizado circulante o burbujeante. También se puede definir la carga correspondiente a los tubos del evaporador, a los tubos sobrecalentadores que pueden estar ubicados en el horno (la transferencia de calor se realiza por radiación) o en la zona de convección (la transferencia de calor se realiza por convección), a los tubos recalentadores que pueden estar ubicados en el horno o en la zona de convección y a los tubos economizadores. El programa permite definir hasta 4 pasos de sobrecalentadores (1 en el horno y 3 en la zona de convección), 3 pasos de recalentadores (1 en el horno y 3 en la zona de convección) y 2 pasos de economizadores (los 2 en la zona de convección). Si se considera la diferencia de entalpía total del vapor por el conjunto de pasos por ejemplo de los sobrecalentadores, desde el primer paso de tubos (estado del vapor correspondiente a la salida del evaporador) hasta el último paso de tubos (estado del vapor correspondiente a las condiciones de entrada a la primera etapa del cuerpo de alta presión), la carga de cada paso corresponde a la fracción de dicha diferencia de entalpía que es asignada a ese paso. Por lo tanto, el vapor en un paso sufrirá el aumento de entalpía correspondiente a dicha fracción. El orden en que el vapor circula por el conjunto de pasos del sobrecalentador, de los recalentadores o economizador puede ser de igual forma definido por el usuario. Por ejemplo para el sobrecalentador, el programa asume en modo automático que el vapor se calienta primero en el primer paso convectivo (ubicado en el fondo de la zona de convección), luego en el paso radiante (ubicado cerca de la salida del horno) y por último en el segundo paso convectivo (ubicado en la parte superior de la zona de convección), siendo este orden y la posición de los pasos parámetros modificables por el usuario si cambia el modo de diseño desde automático a definido por el usuario en la interfaz de caldera térmica. Las propiedades de transferencia de calor, que incluyen los parámetros de transferencia de calor en el horno (como emisividad del evaporador y factores de corrección para el flujo de vapor por los pasos radiantes), las características de la ceniza y material sólido que circula en la caldera (como porcentaje de ceniza volante en comparación con la ceniza total y combustible no quemado en la ceniza volante y de fondo) y las resistencia térmicas del evaporador (como conductividad térmica de los tubos del evaporador y las protecciones del mismo) pueden ser modificadas por el usuario. Adicionalmente es posible modificar

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ciertos parámetros dimensionamiento tanto de los precalentadores de aire como de la chimenea. 

Medio ambiente: Esta interfaz de diseño permite al usuario incluir equipos de control ambiental en el diseño de la central termoeléctrica. En modo automático, el programa no incluye ningún equipo de control ambiental, y en caso de cambiar a modo definido por el usuario es posible incluir equipos de control de NOx, equipos de control de partículas y equipos de control de SOx. Para el control de NOx el programa ofrece 2 opciones de equipos: reducción selectiva catalítica y reducción selectiva no catalítica. Es importante mencionar que el programa no calcula la concentración de NOx a la salida de la caldera, por lo que si el usuario desea agregar equipos para este control es necesario que defina además un valor correspondiente a la concentración de NOx a la salida de la caldera. Para el control de partículas el programa ofrece 2 opciones de equipos: precipitador electrostático y filtro de tela. Para el control de SOx el programa ofrece 3 opciones de equipos: depurador húmedo con piedra caliza, depurador seco con cal (incluyendo un filtro de tela adicional para la remoción de las sales formadas) y un depurador de agua de mar. Para todos los equipos de control ambiental el programa tiene una serie de valores automáticos que pueden ser modificados por el usuario y cada ventana que se despliega según el equipo escogido muestra distintos parámetros modificables dependiendo de las características típicas de los equipos. Por ejemplo se incluye una tasa de conversión de SO2 a SO3 por los efectos comprobados del catalizador en la reducción selectiva catalítica y además se incluye una eficiencia de remoción de SO3 en la opción del filtro de tela debido a la eficiencia demostrada a lo largo de los años. En todos los equipos el valor de eficiencia de remoción (sea de SOx, NOx o partículas) puede ser modificado. Esta interfaz permite además dejar en automático o modificar parámetros asociados a captura de CO2 en caso de que se haya definido esta opción en la interfaz de nuevo diseño.

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Otros Peace: Esta interfaz de diseño permite al usuario dejar en automático o modificar el valor de variables asociadas a la parte eléctrica, el sistema contra incendios y el almacenamiento, las cuales no afectan los balances térmicos y de masa, sino que se utilizan para hacer un estimado de costos, dimensionamiento de equipos y estimado del área de la central termoeléctrica. Peace® es un módulo que se integra a SteamPro™ que permite hacer una ingeniería preliminar al generar esquemas correspondientes a áreas

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globales y locales de la planta, además de generar un estimado de costos completo, dividido en equipos principales, equipos auxiliares, parte civil, parte eléctrica, parte mecánica, edificios, ingeniería y puesta en marcha. En la parte eléctrica es posible definir el voltaje de transmisión, el voltaje del generador acoplado a la turbina, los voltajes de la estación de servicio (voltaje intermedio y bajo) y la inclusión de un generador de arranque en negro. En la parte de sistema contra incendios es posible definir el número de bombas accionadas por motor diesel, el número

de bombas

accionadas por motor eléctrico y el número de bombas jockey, además de la capacidad (flujo de agua por unidad de tiempo) para cada una. En la parte de almacenamiento es posible definir la capacidad de almacenamiento (en días) correspondientes a almacenamiento de combustible auxiliar, amoníaco, agua fresca, agua desmineralizada, agua neutralizada, agua residual, de material de tratamiento de agua, combustible principal, material sólido de desecho y piedra caliza. Es posible además definir si el líquido lubricante para las bombas y caja reductora del generador es enfriado con agua circulante en la planta o con un sistema de agua separado. Económico: En esta interfaz de diseño permite al usuario dejar en automático o

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modificar el valor de variables asociadas a costos de combustible, piedra caliza, agua, insumos para el tratamiento de agua, electricidad, manejo de desechos, penalización por emisiones de CO2, además de costos fijos, costos variables, tasa de descuento para el cálculo del valor presente neto, año de entrada en servicio de la central y años de operación de la misma, entre otros. Además es posible definir el valor de tasas de escalamiento (correspondientes a inflación, combustible, vapor, electricidad, agua fresca, agua desmineralizada, hidrógeno y piedra caliza) y valores fijos adicionales definidos por el usuario (correspondientes a equipo especializado, equipos auxiliares, parte mecánica, parte civil, parte eléctrica, edificios, ingeniería y puesta en marcha). Esta interfaz no influye en los balances térmicos y de masa, pero sí los resultados generados por Peace®. Después de que se dejan en automático o se hacen los cambios correspondientes en la interfaces de diseño, el programa hace el cómputo de los balances térmicos y de masa, generando resultados completos que son mostrados en dos formas posibles: una forma de texto y una forma de gráficos.

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En la forma de texto se muestra inicialmente un resumen de la central termoeléctrica a vapor completa, incluyendo las eficiencias globales brutas y netas (según el poder calorífico alto y bajo del combustible), la eficiencia de la caldera (según el poder calorífico y bajo del combustible), la eficiencia del ciclo de vapor, el estimado de auxiliares en la planta y el balance general de energía, la cual se divide en energía que entra al sistema (correspondiente al combustible, aire y agua utilizadas) y energía que sale del sistema (energía eléctrica producida y productos de combustión calientes). En ventanas adicionales se muestran los balances térmicos y de masa de la caldera, del ciclo de vapor, de los calentadores de agua, del sistema de enfriamiento, de los equipos de control ambiental y de los equipos auxiliares. Entre los resultados asociados a la caldera se incluyen aquellos asociados al cálculo de la eficiencia (por el método indirecto), a las características del combustible, a la características y consumo energético del pulverizador (en caso de que se utilice un combustible sólido), a las características de la transferencia de calor y del agua que circula en el economizador, los recalentadores, el sobrecalentador y el evaporador y las características de los gases que circulan en el horno, el precalentador de aire y a la chimenea. Entre los resultados asociados al ciclo de vapor se incluyen la presión, temperatura, entalpía y flujo másico de todas las corrientes de los grupos de cada uno de los cuerpos de la turbina de vapor. Entre los resultados asociados a los calentadores de agua se incluyen la temperatura, presión, entalpía y flujo másico de las corrientes de agua de todos los calentadores de agua. Entre los resultados asociados al sistema de enfriamiento se incluyen la temperatura, presión, entalpía y flujo másico de las corrientes de agua del ciclo de vapor que circula en el condensador, además de características del agua de enfriamiento en caso de utilizar condensador en ciclo abierto y características de agua del ciclo de vapor y de aire en caso de utilizar torre de enfriamiento o condensador enfriado por aire. Entre los resultados asociados a los equipos de control ambiental se incluye de forma general el desempeño de los equipos (como eficiencias y consumo de energía), los flujos másicos de compuestos (NOx, SOx y material sólido) tanto a la entrada como a la salida de los equipos, los flujos másicos de insumos necesarios (como lo pueden ser agua, piedra caliza, amoníaco o úrea), los flujos másicos de subproductos (yeso o sales formadas) y los niveles de emisiones tanto a la entrada como a la salida del equipo. Entre los resultados asociados a los equipos auxiliares típicamente se incluyen las características de las bombas utilizadas y las condiciones del fluido antes y después del paso por la bomba, ya que otros auxiliares como ventiladores de tiro forzado y tiro inducido se incluyen en los resultados asociados a la caldera por influir en los cálculos de transferencia de calor en la caldera.

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En la forma de gráficos se muestra inicialmente un esquema general de los bloques definidos para la central termoeléctrica, indicando los principales flujos másicos (de combustible, de aire y de vapor en las entradas y salidas de cada uno de los cuerpos de la turbina y de agua en los calentadores), la potencia producida (bruta y neta) y las eficiencias globales netas (según el poder calorífico alto y bajo del combustible). En la figura 4.2 es posible observar un ejemplo de esquema general generado en la parte de resultados gráficos de SteamPro™.

Figura 4.2. Esquema general de central termoeléctrica a vapor diseñada en SteamPro™.

De igual forma que para los resultados en forma de texto, los resultados en forma de gráficos se despliegan en ventanas adicionales correspondientes a la caldera, al ciclo de vapor, a los calentadores de agua, al sistema de enfriamiento, a los equipos de control ambiental y a los equipos auxiliares. En cada una de estas ventanas, la primera imagen que se muestra es un arreglo esquemático correspondiente al bloque particular, siendo posible apreciar las partes internas o equipos más pequeños asociados, además de los flujos másicos, temperaturas y presiones más relevantes. En ventanas adicionales es posible observar gráficos asociados al bloque, como lo

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pueden ser los diagramas temperatura vs transferencia de calor en las distintas partes de la caldera (economizador, recalentadores, sobrecalentador, y evaporador), el diagrama entalpía vs entropía para el paso de vapor a través de la turbina (cuerpo de alta, pre-intermedia, intermedia o baja presión), los diagramas temperatura vs transferencia de calor para los calentadores de agua, los diagramas temperatura vs transferencia de calor para el condensador (y torre de enfriamiento en caso de incluirla), los gráficos mostrando la proporción de cada auxiliar en las potencia auxiliar total y las gráficas de altura efectiva vs caudal para la bomba de agua de alimentación a la caldera, la bomba booster y la bomba que envía el condensado desde el condensador hacia el primer calentador de agua, aparte la bomba que envía agua de enfriamiento hacia el condensador en caso de escoger enfriamiento por ciclo abierto. Si SteamPro™ tiene Peace® integrado, es posible obtener unos esquemas preliminares del área total de la planta, además de esquemas correspondientes al dimensionamiento de la caldera, de los equipos de control de emisiones, del conjunto turbina-generador, de los calentadores de agua, del sistema de enfriamiento y del sistema de tuberías, además de los gráficos altura efectiva vs caudal no sólo para las bombas mostradas en los resultados gráficos (de agua de alimentación, booster y de condensado), sino también las de agua fresca, las de agua desmineralizada, la jockey y la de arranque de la caldera. Peace® también genera un estimado de costos que incluye costos de los equipos especializados (como caldera, conjunto turbina-generador, sistema de enfriamiento y equipos de control ambiental), de otros equipos (bombas, tanques e intercambiadores de calor auxiliares), del trabajo civil (preparación del sitio, excavación, relleno, concreto, vías y caminerías), del trabajo mecánico (tuberías y levantamiento de equipos), del trabajo eléctrico (arreglo de los sistemas de control, ensamblaje y cableado), de los edificios (de la caldera, del conjunto turbina-generador, de la planta de tratamiento de agua, de la sala de control y oficinas administrativas), de la ingeniería asociada y del arranque de la central termoeléctrica.

CAPÍTULO 5 PREMISAS PARA LAS SIMULACIONES 5.1. Relevancia de las simulaciones La realización de unos diseños preliminares de centrales termoeléctricas con coque de petróleo como único combustible y sus respectivas simulaciones en SteamPro™ tiene el fin de brindar una idea inicial de los flujos másicos de insumos, productos y subproductos asociados a las configuraciones de centrales termoeléctricas con las opciones de equipos de combustión y control ambiental comprobados hasta el momento para el uso de coque de petróleo. Es importante conocer los insumos, productos y subproductos asociados a cada una de las posibles configuraciones de centrales, ya que es importante ubicar las posibles fuentes o mercados para los mismos. Además de esto, es necesario tener también una idea inicial de si una tecnología de combustión o de control ambiental es notablemente superior en aspectos de eficiencia y de consumo de energía eléctrica. Una eficiencia más alta de la caldera implica menores flujos másicos de combustible, por lo que hay un ahorro en costos de combustible y además menores emisiones de SOx, NOx, partículas y CO2. Es importante también mencionar que el flujo de combustible necesario determinado para una configuración de tecnologías (flujo de combustible por unidad de potencia como por ejemplo toneladas por hora por megavatio) determina si la producción de combustible actual o futura en el país es suficiente o no para los desarrollos eléctricos que se planteen hacer en base a dicho combustible. Por otra parte, una eficiencia más alta en la remoción de contaminantes implica menores niveles de emisiones, lo cual facilita el cumplimiento de las normativas ambientales tanto nacionales como internacionales. Actualmente en Venezuela los centros de producción de coque son el Complejo Industrial José Antonio Anzoátegui (CIJAA) y el Centro Refinador Paraguaná (CRP). En base a factores como la acumulación de coque de petróleo en las adyacencias del CIJAA por problemas asociados a los equipos de manejo y transporte de materiales sólidos, y la demanda eléctrica de la industria petrolera juntada también a la demanda futura para la zona oriental del país, una central

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termoeléctrica adyacente al CIJAA tiene un primer lugar según orden de importancia para el desarrollo de la fase de visualización del proyecto, en comparación con los proyectos planteados también para CRP, Refinería Puerto La Cruz y la Faja del Orinoco (en estas dos últimas localizaciones todavía no hay producción actual de coque de petróleo). Considerando entonces al CIJAA como el centro de producción de coque con mayor relevancia para el estudio de factibilidad de instalación de centrales termoeléctricas en base a coque de petróleo se desarrollaron una serie de documentos que sirven como parte de las premisas a tomar en cuenta en el diseño de las configuraciones para las simulaciones en SteamPro™. 5.2. Características del combustible En el año 2010, INTEVEP generó un informe técnico del muestreo, preparación y caracterización del coque de petróleo venezolano producido en el CIJAA [4], en el cual se listan los resultados obtenidos en los laboratorios de INTEVEP de un análisis próximo, un análisis último y las propiedades generales del coque proveniente tanto de cada uno de los tambores de coque de las empresas mixtas del CIJAA como de la pila mixta de almacenamiento.

En

SteamPro™ es entonces necesario definir el combustible a utilizar en base a las características del coque presentadas en el informe. El programa permite al usuario definir el combustible en base a los porcentajes en peso de: humedad, ceniza, carbono, hidrógeno, nitrógeno, cloro, azufre y materia volátil. El mismo programa puede en base a fórmulas del Instituto de Tecnología del Gas, la fórmula de Dulong o la fórmula de Von Dracek determinan tanto el poder calorífico alto como el poder calorífico bajo del combustible, pero el usuario tiene la capacidad de forzar el valor del poder calorífico alto si cuenta con resultados de una prueba o con valores determinados para el combustible. La ventana de definición del combustible en SteamPro™ puede ser observada en la figura 4.3.

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Figura 5.1. Definición del combustible en SteamPro™.

De todos los resultados presentados en el informe de caracterización del coque del CIJAA, el más apropiado de utilizar para las simulaciones sería el de la pila mixta de almacenamiento, ya que el contenido de humedad del mismo es representativo para su uso en la central termoeléctrica. Los combustibles sólidos típicamente son secados antes de la inyección en la caldera debido a que un mayor contenido de humedad en el combustible representa pérdidas en la eficiencia de la caldera. A pesar de esto, los valores presentados para la pila mixta no reportan el valor de cenizas, lo cual no permite al programa determinar los flujos másicos de ceniza volante y ceniza de fondo. Sabiendo entonces que el contenido de humedad de las muestras de cada tambor es mayor (porque el coque retirado de los tambores tiene agua asociada a la remoción con chorro de agua a presión), es necesario utilizar los valores presentados para las muestras provenientes de los tambores de cada empresa mixta. De todos los valores, aquellos correspondientes a Petrocedeño reportan valores promedios del rango presentado para todas las 21 caracterizaciones, por lo cual los valores del primer muestreo del tambor de coque de Petrocedeño fueron utilizados para las simulaciones. Es importante mencionar que en el informe

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se indica que durante la realización de las caracterizaciones no fue posible determinar el porcentaje de nitrógeno y oxígeno en el combustible, por lo cual para fue utilizado el valor de cero para el porcentaje de nitrógeno en la definición del combustible (esto no afecta el cálculo de NOx, ya que el programa determina dichas emisiones) y el valor de porcentaje de oxígeno es determinado por el programa y no es modificable por el usuario. Para la realización de las simulaciones fue indicado trabajar con el poder calorífico alto determinado, el cual fue calculado en INTEVEP con la fórmula de Dulong (ver fórmula 1.1). Es importante mencionar que a pesar de tener que trabajar con dicho valor, el mismo no es completamente representativo. En el informe de INTEVEP se indica que se asumió valor cero para el porcentaje de oxígeno en la fórmula de Dulong, pero como se puede observar en la fórmula 1.1 un porcentaje de oxígeno mayor a cero corresponde a una disminución en el poder calorífico alto, por lo que el poder calorífico alto real del coque del CIJAA es menor al reportado por INTEVEP. Las demás valores reportados para el coque de Petrocedeño y que fueron necesarios para la definición del combustible también pueden ser observados en la figura 5.1. 5.3. Características del sitio de instalación En el año 2011 PDVSA Ingeniería y Construcción generó un informe correspondiente a las bases de diseño (correspondientes a una fase de visualización) de una central termoeléctrica en base a coque de petróleo adyacente el CIJAA [29]. Dicho documento se divide en características de las posibles ubicaciones de la central, características de los procesos asociados a la central, criterios de diseño de procesos, restricciones ambientales, disponibilidad de servicios (e insumos) durante la construcción y disponibilidad de servicios (e insumos) durante la operación. De dicha información, la más importante para la realización de las simulaciones corresponde a las condiciones ambientales y características del sitio de instalación de la central, información que debe ser definida en SteamPro™ en la interfaz para nuevo diseño. A continuación se indican los datos extraídos de dicho informe: 

Temperatura media mensual: 26,6°C

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Altitud: 30 metros sobre el nivel del mar

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Humedad relativa media: 77%

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Temperatura promedio de la fuente de agua de reposición: 25°C



Temperatura de la fuente de agua de enfriamiento: 28°C

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

Variación permisible entre temperatura de zona de mezcla de agua retornada al cuerpo receptor y temperatura media del cuerpo receptor: 3°C

Es importante mencionar que en el informe se indica que debido a la cercanía al CIJAA, la central termoeléctrica a instalar debe cumplir con los decretos de niveles de emisiones de SOx, NOx y partículas más estrictos, los cuales corresponden a los lineamientos del Banco Mundial. Considerando dicha premisa, en el informe se presenta también la disponibilidad en el país de distintos insumos necesarios para los posibles equipos de control ambiental. Se menciona la disponibilidad de piedra caliza de hasta un 88% de pureza (pureza siendo el porcentaje de carbonato de calcio) en las canteras de El Cantil-El Vivero, la disponibilidad de óxido de magnesio de hasta un 90% de pureza (pureza siendo el porcentaje únicamente de óxido de magnesio, sin incluir óxidos de calcio y sílice) de parte de la empresa Magmin y la disponibilidad de amoníaco de hasta un 99,6% de pureza (pureza siendo el porcentaje únicamente de amoníaco, sin incluir el porcentaje de agua) de parte de la empresa Fertinitro, ubicada dentro de las mimas instalaciones del CIJAA. 5.4. Características de equipos seleccionados por bloque individual de generación Para la realización de las simulaciones es necesario tener definido ciertos aspectos de diseño involucrados directamente con las características del combustible y condiciones del sitio de instalación. 

Equipos de combustión: En base a las referencias mundiales y de fabricantes de calderas, se consideran únicamente 2 tipos de calderas para las simulaciones de centrales termoeléctricas utilizando coque de petróleo: del tipo combustión directa y del tipo lecho fluidizado circulante. Los lechos fluidizados burbujeantes no se consideran por ser utilizados a escala mundial en centrales con capacidades de generación de hasta 25 MW eléctricos (menores a las capacidades de diseño consideradas, expuestas más adelante) y los lechos fluidizados presurizados (los cuales ofrecerían mayor eficiencia por trabajar a presiones más altas que la atmosférica) tampoco se consideran por estar en etapa de pruebas piloto.



Condición subcrítica del vapor: Para el caso de calderas, tanto de combustión directa como de lecho fluidizado circulante, que utilizan coque como único combustible, la condición del vapor producido a la salida del sobrecalentador es subcrítica. La única central termoeléctrica que utiliza calderas del tipo combustión directa quemando 100%

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coque de petróleo corresponde a Frontier Energy Niigata y la caldera fue fabricada por Mitsubishi Heravy Industries. A partir de informes técnicos tanto del año 2005 [30] como del año 2007 [23] es posible determinar que la condición del vapor producido en dicha caldera es subcrítica. Por otra parte, debido al hecho de que la única caldera de lecho fluidizado en condición supercrítica existente corresponde a la última unidad instalada en la central termoeléctrica de Łagisza (Polonia), la cual utiliza una mezcla de carbón y biomasa como combustible, es posible hacer el descarte de la condición supercrítica para calderas de lecho fluidizado que quemen coque de petróleo. 

Capacidad de bloques individuales de generación: Considerando que las centrales termoeléctricas en base a coque de petróleo puedan servir para satisfacer la demanda eléctrica interna de PDVSA o para ser interconectadas al Sistema Eléctrico Nacional, se definieron 2 tamaños de bloques individuales de generación dependiendo de los casos expuestos anteriormente. En caso de satisfacer la demanda eléctrica interna de PDVSA, la capacidad de los bloques individuales de generación serían de 100 MW eléctricos brutos y en el caso de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional, la capacidad sería de 300 MW eléctricos brutos. Para el caso de calderas de combustión directa utilizando coque de petróleo (caldera Mitsubishi Heavy Industries), el tamaño de bloque de generación individual corresponde a 110 MW eléctricos brutos [23]. Para el caso de calderas de lecho fluidizado utilizando coque de petróleo, varios fabricantes ofrecen distintos tamaños de bloques de generación individuales. Alstom ofrece tamaños de hasta 150 MW eléctricos brutos por bloque individual [17], mientras que Foster Wheeler ofrece hasta 330 MW eléctricos brutos [16]. Es importante mencionar que a pesar de los tamaños estándar mencionados, los fabricantes ofrecen la posibilidad de un diseño personalizado de bloque de generación (como máximo hasta los valores indicados previamente). En base a la información de los fabricantes y considerando que el estudio de factibilidad de centrales termoeléctricas en base a coque de petróleo está en una fase de visualización, las capacidades de 100 y 300 MW eléctricos por bloque individual de generación representan unos valores que pueden dar una idea de los flujos másicos asociadas a las centrales, y en caso de considerarse centrales termoeléctricas de mayor tamaño se haría la multiplicación correspondiente de bloques individuales de generación (por ejemplo una central de 300 MW eléctricos brutos puede ser producto de una configuración 1x300MW o 3x100MW),

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siendo los flujos másicos totales la multiplicación de los valores correspondientes a un bloque individual de generación por el número de bloques. 

Selección de condensador de agua de mar: Para el caso particular de una central termoeléctrica en base a coque de petróleo en las adyacencias del CIJAA, un condensador de ciclo abierto que trabaje con agua de mar como medio de enfriamiento representa una opción viable para la condensación del vapor a la salida de la turbina. Esta selección tiene la ventaja de que implica menor espacio que la opción que incluye torre de enfriamiento, pero los efectos sobre la vida marina en la zona de mezcla de agua retornada y agua de mar fresca debe ser posteriormente estudiados en más detalle. El agua de mar en el condensador implica además el uso de tuberías de titanio.



Equipos de control ambiental: Considerando la premisa de que los niveles de emisiones indicados por el Banco Mundial puedan ser alcanzados, se decidió utilizar en las simulaciones equipos que según la bibliografía ofrecieran las más altas eficiencias de remoción. El Banco Mundial define los niveles de emisiones permitidos dependiendo de los megavatios térmicos que produzca la planta, haciendo una división entre centrales de capacidades menores a 50 MW térmicos y centrales con capacidades mayores a 50 MW térmicos. Habiendo sido definidos las capacidades de los bloques individuales de generación, los niveles a alcanzar corresponden a aquellos de centrales con capacidades mayores a 50 MW térmicos, considerando que las eficiencias globales netas de centrales termoeléctricas en base a combustibles sólidos están en el rango de 30% a 40% cuando la condición del vapor es subcrítica (lo cual ya fue definido también para el caso de calderas utilizando coque de petróleo). Los niveles de emisiones a alcanzar son respectivamente SO2: 20 µg/Nm3, NO2: 40 µg/Nm3, material particulado entre 2,5 y 10 micrómetros de diámetro: 50 µg/Nm3 (concentración diaria) y material particulado menor a 2,5 micrómetros de diámetro: 25 µg/Nm3 (concentración diaria). Como el programa permite al usuario definir la eficiencia de remoción en los equipos de control ambiental, dichos valores pueden ser iterados (estando siempre dentro de los rangos de eficiencia de remoción característicos de los equipos) hasta alcanzar los niveles determinados por el Banco Mundial. Esto permite saber si con tecnología comprobada comercialmente es posible cumplir con dichas normativas, aunque hay que tener en cuenta que para que los equipos de control ambiental alcancen las eficiencias de remoción deseadas el diseño y operación de los mismos debe ser llevada a cabo de forma cuidadosa y detallada. Por

72

ofrecer las eficiencias de remoción de SO2 más altas, el depurador húmedo a base de piedra caliza es la opción escogida para las simulaciones en la fase de visualización. Por ofrecer las eficiencias de remoción de NOx más altas, la reducción selectiva catalítica es la opción escogida para las simulaciones en fase de visualización. A pesar de que los precipitadores electrostáticos y filtros de tela tienen eficiencias de remoción de material partícula dentro un rango muy similar, el filtro de tela tiene la ventaja demostrada de remoción adicional de SO2 y remoción de SO3, por lo que es la opción escogida para las simulaciones en fase de visualización. Es importante también, al momento de contar con los resultados de las simulaciones, observar los efectos de los equipos de control ambiental seleccionados en los balances de calor y de masa de la central termoeléctrica, junto con otros posibles efectos.

CAPÍTULO 6 AJUSTE DE LAS SIMULACIONES EN STEAMPRO™ UTILIZANDO DATOS DE FABRICANTES 6.1. Observaciones respecto a simulaciones preliminares Habiendo tomado en cuenta todas las premisas expuestas en el capítulo anterior, se realizaron unas simulaciones preliminares, correspondientes a los siguientes casos: 

Central de capacidad de 100MW eléctricos brutos con caldera de combustión directa.



Central de capacidad de 100MW eléctricos brutos con caldera de lecho fluidizado circulante.



Central de capacidad de 300MW eléctricos brutos con caldera de combustión directa.



Central de capacidad de 300MW eléctricos brutos con caldera de lecho fluidizado circulante.

En todas estas simulaciones se asumió adicionalmente que la configuración del ciclo de vapor no incluyera cuerpos de presión intermedia. Esto correspondía al caso más simple en cuanto a la configuración de la turbina respecta, ya que la adición de cuerpos de presión intermedia implica un incremento en la eficiencia global de la central. Estas simulaciones entonces brindarían el flujo másico más alto en términos de configuración de la turbina. Para dichas simulaciones preliminares se introdujeron en el programa todos los valores asociados a las premisas y las configuraciones expuestas previamente, dejando los demás parámetros en modo automático, con lo cual fue posible obtener los resultados expuestos en la tabla 6.1.

74

Tabla 6.1. Resultados de insumos y productos sólidos de simulaciones preliminares. BLOQUE INDIVIDUAL DE GENERACION

1x300 MW

1x100 MW

PRODUCCION DE SÓLIDOS (Toneladas/Día)

CONSUMOS DE INSUMO (Toneladas/Día) TECNOLOGIA DE COMBUSTION Coque DIRECTA LECHO FLUIDIZADO DIRECTA LECHO FLUIDIZADO

Caliza

Amoníaco

Óxido Magnesio 5,00

1.684,00

303,00

10,38

1.663,00

642,00

2,33

606,00

91,00

3,74

599,00

209,00

0,28

Ceniza Fondo

1,80

Ceniza Volante

2,00

7,00

168,00

391,00

1,00

3,00

54,00

127,00

Yeso 523,00

173,60

Cambiando las unidades de flujo másico de coque a toneladas por hora, se obtienen los siguientes valores: 

Flujo de coque para combustión directa 1x100MW: 25,25 ton/h



Flujo de coque para lecho fluidizado circulante 1x100MW: 24,95 ton/h



Flujo de coque para combustión directa 1x300MW: 70,16 ton/h



Flujo de coque para lecho fluidizado circulante 1x300MW: 69,29 ton/h

Estos resultados preliminares indicaban que no había gran diferencia en el flujo másico requerido de coque entre el caso de utilizar combustión directa y el caso de utilizar lecho fluidizado circulante. Esto implicaba que el programa asumía eficiencias globales similares para las centrales en los dos casos. La diferencia radicaba en que los casos de combustión directa incluían el uso de depuradores húmedos para alcanzar los niveles de emisiones de SO2 establecidos por el Banco Mundial. Estos equipos, además de tener un consumo alto de potencia eléctrica, cambian las características de los gases postcombustión a lo largo del paso de los mismos por el equipo (incluyendo una disminución de presión y temperatura), por lo que el programa al hacer los balances de calor y de masa debía de compensar las disminuciones de presión y temperatura con un flujo un poco mayor de combustible. Para el caso de lecho fluidizado, el resultado indicaba que sólo era necesaria la adición de caliza en el lecho para

75

alcanzar los niveles de emisiones de SO2. Por lo tanto, estas simulaciones preliminares no indicaban si una tecnología tenía más ventaja que otra en aspectos de eficiencia. A partir de uno de los informes generados por PDVSA [30], en el cual se incluía una lista de los consumos típicos de la central de Frontier Energy Niigata (con caldera fabricada por Mitsubishi Heavy Industries), la cual tiene una capacidad de 110 MW eléctricos brutos con un solo bloque individual de generación, permitiendo así una comparación de los resultados obtenidos en SteamPro™ con información real de la central en operación continua, fue posible observar diferencias notables entre los valores. El primer aspecto notable fue el consumo de combustible en la central. Para el caso de Frontier Energy Niigata, en el cual se quema en combustión directa coque de petróleo con un poder calorífico inferior (o poder calorífico bajo) de 7.700 kcal/kg, el flujo másico de combustible a máxima capacidad es de 37,78 ton/h. Teniendo en cuenta que la capacidad bruta de Frontier Energy Niigata corresponde a 110 MW eléctricos (permitiendo comparación con la simulación de 100 MW con combustión directa) y que el poder calorífico bajo del coque venezolano (específicamente el utilizado en las simulaciones, el cual corresponde al de Petrocedeño) tiene un valor de 8.463 kcal/kg, la diferencia entre el valor de flujo másico de coque obtenido para la simulación de 100 MW con combustión directa (valor de 25,25 ton/h) corresponde a un 50% menos de combustible que para el caso de la central con tecnología Mitsubishi Heavy Industries, lo cual es notable considerando que la diferencia entre ambos poderes caloríficos corresponde solamente a un 10%. Al considerar entonces que el flujo másico de coque está asociado a la eficiencia bruta de la central, la cual corresponde a la multiplicación de la eficiencia de la caldera por la eficiencia del ciclo de vapor, es posible entonces estimar la eficiencia neta de la central de Frontier Energy Niigata. Al multiplicar las fórmulas 2.1 y 2.2 se obtiene el siguiente resultado:

(6.1)

En la fórmula 6.1 caldera,

corresponde a la eficiencia bruta de la central,

a la eficiencia del ciclo de vapor,

factor de potencia del generador,

a la eficiencia de la

a la capacidad nominal del generador,

al flujo másico de combustible y

al

al poder calorífico,

pudiendo ser este último en su valor alto o bajo, lo cual determina a su vez si la eficiencia se

76

expresa en términos de poder calorífico alto o bajo. En el caso de considerar el consumo de potencia en equipos auxiliares, es importante indicar la eficiencia de neta de la central, la cual se puede expresar de la siguiente manera:

(6.2)

Utilizando las fórmulas 6.1 y 6.2 es entonces posible calcular las eficiencias brutas y netas (en base al poder calorífico bajo o LHV por sus siglas en inglés) de la central de Frontier Energy Niigata.

77

Para el caso de la simulación de capacidad bruta de 100 MW eléctricos con coque de petróleo venezolano, los resultados de eficiencia bruta y neta (LHV) de la central fueron respectivamente 39,78% y 36,20%. Comparando entonces los valores de eficiencia obtenidos para la central de Frontier Energy Niigata y los obtenidos en base a la simulación, era posible observar que el simulador no tomaba en cuenta algún factor que se presenta durante la operación real de la central que disminuye la eficiencia de la misma. Sabiendo además que la eficiencia global de la central corresponde a la multiplicación de la eficiencia de la caldera y la eficiencia del ciclo de vapor, siendo esta última independiente del flujo másico de combustible, la diferencia entre las eficiencias de la central y las obtenidas en el simulador debía radicar en la eficiencia de la caldera. Por lo tanto, sabiendo que el simulador en su modo automático e incluyendo la consideración de todas las premisas establecidas no suministraba información congruente con la información real obtenida de la central termoeléctrica, era necesario el uso de datos medidos en planta que permitieran el cálculo de una eficiencia de caldera característica tanto para el caso de combustión directa como para el de lecho fluidizado circulante. Dicho cálculo permitiría la obtención de un valor de eficiencia de caldera, el cual el usuario puede definir directamente en el programa (puede ser según el poder calorífico alto o bajo), permitiendo al mismo trabajar con dicho valor en lugar de hacer el cálculo automático de la eficiencia de la caldera por el método indirecto, en el cual sólo se consideran las pérdidas por gases calientes, humedad (en el aire y el combustible) y combustible no quemado en las cenizas. Este cambio implicaría una diferencia en el flujo másico de combustible obtenido, el cual a su vez afecta todos los flujos másicos de insumos y productos asociados, lo que tiene un efecto importante en la factibilidad de instalación de las centrales termoeléctricas, ya que es importante determinar si la cantidad de coque que se produce es suficiente para la generación planteada, si hay suficientes disponibilidad de otros insumos y si existe un mercado o posible locación donde colocar los productos sólidos. Por todas estas razones, el ajuste de las simulaciones con datos reales era una tarea necesaria de realizar. 6.2 Cálculos para la obtención de eficiencias representativas de calderas de combustión directa y lecho fluidizado circulante quemando coque de petróleo En base a información suministrada por Frontier Energy Niigata [30], en la que estaban indicadas las condiciones de temperatura y presión del vapor producido a la salida del sobrecalentador de la caldera, el flujo másico de vapor sobrecalentado producido, el flujo másico de coque de petróleo necesario para la producción de dicho flujo de vapor y el poder calorífico del coque de petróleo utilizado, era posible hacer una estimación de la eficiencia de la caldera de

78

combustión directa de Mitsubishi Heavy Industries, la cual serviría de dato característico para el ajuste de las simulaciones con calderas de combustión directa. La eficiencia de la caldera puede ser estimada con estos datos utilizando el método directo de cálculo, el cual corresponde a la fórmula 2.1. Es importante mencionar que para este cálculo no se contaba con información del flujo másico y condiciones de temperatura y presión del agua a la salida del último calentador de agua (previo a la entrada al economizador). El flujo másico de agua de alimentación fue asumido como igual al flujo másico de vapor a la salida del sobrecalentador, teniendo en cuenta que el valor real de flujo másico de agua de alimentación es sólo un poco menor que el flujo de vapor a la salida del sobrecalentador. La diferencia entre estos dos valores se puede observar de forma simplificada en la fórmula 6.3.

(6.3)

En la fórmula 6.3

representa el flujo másico de vapor a la salida del sobrecalentador,

flujo másico de agua de alimentación a la salida del último calentador de agua, reposición a la caldera por fugas en el ciclo de vapor y compensación de la purga y

el

el agua de el flujo

másico de purga de agua de la caldera. Tanto el flujo másico de agua de reposición como el de purga deben ser muy pequeños de modo de que se asegure una buena operación de la caldera y sus valores dependen por lo tanto de la operación de la caldera. Por esta razón y por no contar con datos adicionales al respecto, se asumió

.

La temperatura del agua de alimentación a la salida del último calentador fue asumida como 290°C, el cual es el valor máximo permitido por SteamPro™ cuando la condición del vapor es subcrítica, siendo esta consideración optimista, en cuanto a que más parte del calor transferido en la caldera es utilizado para sobrecalentar el vapor. La presión del agua de alimentación a la salida del último calentador fue asumida como 137,3 bar absolutos, valor que es determinado por SteamPro™ con porcentajes de pérdidas de presión referenciales (∆P/P) en el economizador y el sobrecalentador y considerando que la presión del vapor a la salida del sobrecalentador (de los datos de Frontier Energy Niigata) corresponde a 129,5 bar absolutos. El valor de presión utilizado, el cual no debe diferir mucho del valor real correspondiente, prácticamente no afecta el

79

cálculo de eficiencia de la caldera, ya que la entalpía del agua en estado líquido depende más que todo de la temperatura y no de la presión.

A continuación, los datos y cálculos correspondientes a la estimación de la eficiencia de la caldera (LHV según las siglas en inglés de poder calorífico bajo) de combustión directa de Mitsubishi Heavy Industries instalada en Frontier Energy Niigata: 

= 428 ton/h (dato de flujo másico de vapor sobrecalentado)



Pv = 129,5 bar absolutos (dato de presión del vapor a la salida del sobercalentador)



Tv = 541°C (dato de temperatura del vapor a la salida del sobrecalentador)



= 3.446,82 kJ/kg (entalpía del vapor sobercalentado, determinado en las tablas de vapor a partir de Pv y Tv)



= 428 ton/h (flujo másico de agua de alimentación a la salida del último calentador de agua, asumido como

)

 Pa = 137,3 bar absolutos (presión del agua de alimentación, asumido con referencias de SteamPro™)

 Ta = 290°C (temperatura del agua de alimentación, asumido con referencias de SteamPro™)



= 1.284,6 kJ7kg (entalpía del agua de alimentación, determinada en las tablas de vapor a partir de Pa y Ta)



= 37,78 ton/h (dato del flujo másico de coque utilizado para generar 428 ton/h)



= 7.700 kcal/kg (poder calorífico bajo del coque utilizado)

80

Por lo tanto, el valor de eficiencia de la caldera (LHV o según poder calorífico bajo) utilizado para los ajustes de las simulaciones de las centrales termoeléctricas con calderas de combustión directa, tanto para la capacidad bruta de 100 MW como 300 MW eléctricos, fue de 76,11%. Este valor es definido por el usuario en la interfaz de caldera térmica de SteamPro™, seleccionado primero el cambio de modo de diseño automático a modo definido por el usuario, luego introduciendo el valor de eficiencia determinado y finalmente seleccionando si la eficiencia es en base al poder calorífico alto (HHV por sus siglas en inglés) o al poder calorífico bajo (LHV por sus siglas en inglés). Por otra parte, en base a información suministrada por la empresa Alstom [17] correspondiente a la central termoeléctrica de Tamuin, ubicada en México, la cual consiste de bloques de generación individuales de 300 MW eléctricos brutos, con 2 calderas de lecho fluidizado circulante (fabricadas por Alstom) que queman coque de petróleo generando vapor para una turbina de 300 MW, fue posible hacer un ejercicio similar que para el caso del ajuste de las simulaciones con calderas de combustión directa. Los datos suministrados incluyen flujo másico de vapor sobrecalentado producido, las condiciones de presión y temperatura del flujo de vapor sobrecalentado, el flujo másico de coque utilizado para producir dicho flujo de vapor, el poder calorífico alto del coque utilizado y la temperatura del agua de alimentación a la salida del último calentador de agua. Con estos datos fue posible la estimación de la eficiencia de la caldera de lecho fluidizado desarrollada por Alstom, la cual serviría de dato característico para el ajuste de las simulaciones con calderas de lecho fluidizado circulante. La eficiencia de la caldera puede ser estimada con estos datos utilizando el método directo de cálculo, el cual corresponde a la fórmula 2.1. Es importante mencionar que para dicho cálculo no se contaba con los datos de flujo másico y presión del agua de alimentación a la salida del último calentador de agua. De forma similar que para la estimación de eficiencia con caldera de combustión directa, el flujo másico agua de alimentación a la salida del último calentador de agua se asumió igual al valor de flujo másico de vapor sobrecalentado y la presión del agua de alimentación fue asumida como 132,6 bar absolutos, valor que es determinado por SteamPro™ con porcentajes de pérdidas de presión referenciales (∆P/P) en el economizador y el sobrecalentador y considerando que la presión del vapor a la salida del sobrecalentador (de los datos suministrados por Alstom) corresponde a 125 bar absolutos.

81

A continuación, los datos y cálculos correspondientes a la estimación de la eficiencia de las calderas (HHV según las siglas en inglés de poder calorífico alto) de lecho fluidizado circulante de Alstom Power instaladas en la central de Tamuin: 

= 540 ton/h (dato de flujo másico de vapor sobrecalentado)



Pv = 125 bar absolutos (dato de presión del vapor a la salida del sobercalentador)



Tv = 540°C (dato de temperatura del vapor a la salida del sobrecalentador)



= 3.449,08 kJ/kg (entalpía del vapor sobercalentado, determinado en las tablas de vapor a partir de Pv y Tv)



= 540 ton/h (flujo másico de agua de alimentación a la salida del último calentador de agua, asumido como

)

 Pa = 132,6 bar absolutos (presión del agua de alimentación, asumido con referencias de SteamPro™)

 Ta = 237°C (dato de temperatura del agua de alimentación a la salida del último calentador de agua)



= 1.024,65 kJ/kg (entalpía del agua de alimentación, determinada en las tablas de vapor a partir de Pa y Ta)



= 55 ton/h (dato del flujo másico de coque utilizado para generar 540 ton/h)



= 32.578 kJ/kg (poder calorífico alto del coque utilizado)

Por lo tanto, el valor de eficiencia de la caldera (HHV o según poder calorífico alto) utilizado para los ajustes de las simulaciones de las centrales termoeléctricas con calderas de lecho fluidizado circulante, tanto para la capacidad bruta de 100 MW como 300 MW eléctricos, fue de 73,07%. Este valor es definido por el usuario en la interfaz de caldera térmica de SteamPro™,

82

seleccionado primero el cambio de modo de diseño automático a modo definido por el usuario, luego introduciendo el valor de eficiencia determinado y finalmente seleccionando si la eficiencia es en base al poder calorífico alto (HHV por sus siglas en inglés) o al poder calorífico bajo (LHV por sus siglas en inglés). 6.3. Ajuste de los flujos de caliza En base a información suministrada por Frontier Energy Niigata [30] fue posible ajustar el flujo másico de caliza utilizado en la remoción de SO2 en las simulaciones con calderas de combustión directa. En una simulación específica para recrear la central de Frontier Energy Niigata, considerando todos los valores reportados por la empresa y utilizando la eficiencia de caldera estimada anteriormente, la única forma de que el valor de flujo másico de caliza reportado por el programa coincidiera con el valor reportado, correspondiente a 8 ton/h, era considerando que la relación Ca/S en el depurador húmedo fuera de 1,5. Este valor es superior a los reportados en la bibliografía para depuradores húmedos (típicamente se reporta como máximo 1,1), pero hay que considerar que la mayoría de las aplicaciones de estos equipos ha sido orientada a la combustión de carbón y no de coque de petróleo, lo cual demuestra la importancia del ajuste de las simulaciones con datos reales. Por lo tanto, el valor de relación Ca/S en cada depurador húmedo utilizado para las simulaciones con calderas de combustión directa fue de 1,5. Este valor puede ser modificado por el usuario en la interfaz de medio ambiente, cambiando el modo automático a modo definido por el usuario y escogiendo como equipo de control de SOx aquel con oxidación forzada con piedra caliza. En una ventana adicional se despliega una representación del depurador húmedo y cambiando el modo de diseño de automático a definido por el usuario es posible modificar la relación Ca/S de dicho depurador. En base a información suministrada por Alstom [17] fue posible ajustar el flujo másico de caliza utilizado para remoción de SO2 en las simulaciones con calderas de lecho fluidizado circulante. En la central de Tamuin se utiliza piedra caliza únicamente para la remoción de SO 2 en el lecho, ya que el equipo posterior a la caldera para el control de SOx corresponde a un depurador seco basado en la tecnología NID™ desarrollada también por Alstom. Esta tecnología consiste en la mezcla de las cenizas volantes atrapadas en el filtro de tela junto con piedra caliza quemada obtenida del ciclón (lo que corresponde a cal) y agua para ser inyectada de nuevo a la entrada del filtro de tela, logrando remoción adicional de SO2 en los gases postcombustión que entran también al filtro. En una simulación específica para recrear la central de Tamuin,

83

considerando todos los valores reportados por la Alstom y utilizando la eficiencia de caldera estimada anteriormente, se obtuvo que para conseguir el flujo másico de piedra caliza que reportaban en los datos, correspondiente a 50 ton/h, la relación Ca/S en el lecho debía ser de 4,5. Este valor es superior a los reportados en la bibliografía para lecho fluidizado circulante y se puede asumir que como la mayoría de la información está basada en la quema de carbón, los valores reportados no necesariamente eran característicos para coque de petróleo, demostrando así la importancia del ajuste con datos reales. Por lo tanto, el valor de relación Ca/S para remoción de SO2 en las simulaciones con calderas de lecho fluidizado circulante fue de 4,5. Este valor puede ser modificado por el usuario en la interfaz de caldera térmica, cambiando el modo de diseño de automático a definido por el usuario, siendo posible definir el valor de relación Ca/S y además el respectivo valor de eficiencia de remoción de SO2 en el lecho. 6.4. Ajuste de las concentraciones de NOx a la salida de la caldera Debido a que SteamPro™ no calcula las emisiones de NOx a la salida de la caldera, si el usuario desea agregar equipos de control de NOx es necesario que el mismo defina un valor de emisiones a la salida de la caldera, de modo de reportar un valor final de emisiones a la salida de la chimenea. Existen fórmulas empíricas que permiten el cálculo del NOx térmico producido [21], tanto en calderas de combustión directa como de lecho fluidizado circulante, las cuales dependen del contenido de nitrógeno en el combustible, la cantidad de oxígeno en la caldera, la temperatura de combustión y el tiempo de residencia de los gases postcombustión en la caldera. Si se considera además que el NOx térmico corresponde a entre un 20% y 25% de los NOx totales (correspondiendo el resto a NOx combustible), se podría hacer una aproximación de los NOx totales multiplicando el valor obtenido en las ecuaciones por 4 o por 5. Por no contar con información del porcentaje de nitrógeno del coque de petróleo venezolano, se tomó para la fase de visualización valores de referencia en la bibliografía. Para el caso de las simulaciones con calderas de combustión directa, se asumió una concentración de NOx a la salida de la caldera de 600 µg/Nm³. Este valor corresponde a referencias de calderas de combustión directa quemando carbón [31], pero considerando que valores referenciales de porcentaje de nitrógeno en el carbón [32] no difieren mucho de valores referenciales de porcentaje de nitrógeno en el coque de petróleo [17] (en el carbón corresponde a 1,32%, mientras que para coque de petróleo corresponde a 1,37% ), las concentraciones de NOx

84

no deberían varían mucho entre sí, siendo también ésta la mejor consideración que se puede hacer con la información disponible. Para el caso de simulaciones con calderas de lecho fluidizado circulante, se asumió una concentración de NOx a la salida de la caldera de 124 ppm (254 µg/Nm³). Este valor corresponde a referencias de calderas de lecho fluidizado circulante quemando carbón [7], pero por el mismo argumento que para las simulaciones con calderas de combustión directa, ésta es la mejor consideración que se puede hacer con la información disponible. Para definir la concentración de NOx a la salida de la caldera únicamente es necesario definir el valor de concentración en la interfaz de medio ambiente, siendo posible definir el valor en unidades de ng/J o en µg/Nm³. 6.5. Ajuste de los flujos de ceniza volante y de fondo En base a información suministrada por Frontier Energy Niigata [30] fue posible ajustar el flujo másico tanto de ceniza de fondo como ceniza volante producto de las calderas de combustión directa. En una simulación específica para recrear la central de Frontier Energy Niigata, considerando todos los valores reportados por la empresa y utilizando la eficiencia de caldera estimada anteriormente, la única forma de que los valores de flujo másico de ceniza de fondo y volante coincidieran con los valores reportados (0,18ton/h y 1,546 ton/h respectivamente) era considerando que el porcentaje de ceniza volante en la ceniza total fuera de 97%, que el porcentaje de combustible no quemado en las cenizas volantes fuera de 87% y que el porcentaje combustible no quemando en las cenizas de fondo fuera de 5%. El programa asume en forma automática para la caldera de combustión directa el valor de 80% de ceniza volante en las cenizas totales y asume un valor de 0% tanto en combustible no quemado en las cenizas volantes como en combustible no quemado en las cenizas de fondo, poniendo en evidencia la importancia de los ajustes de los flujos de ceniza volantes y de fondo con datos reales. En base a información suministrada por Alstom [17] fue posible ajustar el flujo másico tanto de ceniza de fondo como ceniza volante producto de las calderas de lecho fluidizado circulante. Es importante mencionar que entre los datos suministrados por Alstom se incluyeron únicamente los valores de flujo másico de gas postcombustión con contenido de cenizas (valor de 752 ton/h) y flujo másico de gas postcombustión sin contenido de cenizas (valor de 731 ton/h). Considerando que las cenizas que viajan junto con los gases postcombustión son las cenizas volantes, era posible calcular el flujo másico de cenizas volantes a partir de la resta de los valores mencionados

85

previamente. Dicha resta corresponde a un flujo másico de cenizas volantes de 21 ton/h. No se contaba entonces con un valor de flujo másico de cenizas de fondo. En una simulación específica para recrear la central de Tamuin, considerando entonces los valores reportados por la empresa y utilizando la eficiencia de caldera estimada anteriormente, la única forma de que el flujo másico de cenizas volantes coincidiera con el valor de 21 ton/h era considerando que el porcentaje de ceniza volante en la ceniza total fuera de 60%, que el porcentaje de combustible no quemado en las cenizas volantes fuera de 50% y que el porcentaje combustible no quemando en las cenizas de fondo fuera de 50%. El programa asume en forma automática para la caldera de lecho fluidizado circulante el valor de 70% de ceniza volante en las cenizas totales y asume un valor de 50% tanto en combustible no quemado en las cenizas volantes como en combustible no quemado en las cenizas de fondo, poniendo en evidencia la importancia de los ajustes de los flujos de ceniza volantes y de fondo con datos reales.

CAPÍTULO 7 PRESENTACIÓN Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS

7.1. Resultados y discusión de simulaciones con calderas de combustión directa Para el caso de combustión directa, las simulaciones finales fueron hechas para las capacidades de 100 y 300 MW eléctricos, considerando además las premisas indicadas en el capítulo 5 y los ajustes a las simulaciones indicados en el capítulo 6. SteamPro™, tanto en las salidas de texto como de gráficos correspondientes a los cómputos finales con todas las condiciones de diseño del usuario, genera una cantidad de información muy detallada de cada bloque de la central termoeléctrica (caldera, ciclo de vapor, sistema de enfriamiento y control ambiental). De toda la información generada, los principales flujos másicos, emisiones, potencias eléctricas y eficiencias fueron recopiladas de modo de posteriormente realizar una comparación del desempeño global de la central con las simulaciones correspondientes al uso de calderas de lecho fluidizado circulante. Dicha información está contenida en la tabla 7.1, estando dividida principalmente en potencias, flujo másico de vapor y agua de alimentación, eficiencias de la central, emisiones antes y después del control ambiental, flujo másico de combustible, control de NOx, control de SOx, control de partículas, flujo másico de agua de mar (para enfriamiento del vapor), consumo de agua industrial y finalmente descarga de agua residual. Es importante mencionar que para propósitos de comparación todas las eficiencias asociadas a la central (bruta, neta, de la caldera y del ciclo de vapor) fueron expresadas según el poder calorífico bajo (LHV por sus siglas en inglés). También se adicionan en la tabla flujos másicos correspondientes a la tecnología en específico utilizada. Según Mitsubishi Heavy Industries, sus calderas de combustión directa utilizan óxido de magnesio para aumentar el punto de fusión de los óxidos de vanadio que se forman durante el proceso de combustión y así reducir la cantidad de escoria que se adhiere a los tubos del evaporador y a los tubos de la zona de convección. SteamPro™ no tiene la capacidad de hacer ese tipo de consideraciones o cálculos, y para la adición de esta información a la tabla 7.1, se hizo

87

una proporcionalidad con el flujo másico de combustible obtenido en el programa y con datos suministrados por Frontier Energy Niigata [30]. A continuación, los resultados correspondientes a las simulaciones con calderas de combustión directa, indicados en la tabla 7.1

88

Tabla 7.1. Resultados de simulaciones con calderas de combustión directa Item

Unidades

Potencia bruta

MW

100

300

Potencia neta

MW

84,22

255,53

Potencia auxiliar

MW

15,78

44,47

Flujo de vapor a la salida del sobrecalentador P = 129,5 (bar abs), T= 541 (°C)

t/h

382,3

1111,7

Flujo de agua en el economizador (agua de alimentación a la caldera)

t/h

371,7

1081

Eficiencia global (Bruto) (LHV)

%

32,84

33,99

Eficiencia global (Neto) (LHV)

%

27,66

28,95

Eficiencia de la caldera (LHV)

%

76,1

76,1

Eficiencia del ciclo de vapor

%

43,15

44,66

292 (600)

292 (600)

2850 (8160)

2850 (8160)

17,41 (35,74)

17,41 (35,74)

5,85 (16,71)

5,85 (16,71)

Emisiones de NOx totales a la salida de la caldera (O₂ 6%) Emisiones de SO₂ totales a la salida de la caldera(O₂ Actual) Emisiones de NOx totales a la salida de la chimenea (O₂ 6%) Emisiones de SO₂ totales a la salida de la chimenea(O₂ Actual)

ppmv (μg/Nm3) ppmv (μg/Nm3) ppmv (μg/Nm3) ppmv (μg/Nm3)

PC100MW

PC 300MW

Emisiones de Partículas totales de la chimenea (O₂ 6%)

μg/Nm3

23,46

23,46

Flujo másico de coque %S=4,87 , HHV=8750 (kcal/kg), %Ceniza=0,538 , V=2248 (ppm)

t/h

31,18

90,33

Flujo de amoníaco para DeNOx

kg/h

78

225,9

Emisión de NOx producidos por combustión en la caldera

ppmv (μg/Nm3)

292 (600)

292 (600)

Eficiencia de remoción de NOx con la reducción selectiva catalítica

%

94

94

Flujo másico de Caliza %CaCO₃=88

t/h

7,89

22,86

Eficiencia de remoción de SO₂ en cada depurador húmedo (2 Unidades)

%

97

97

Flujo másico de yeso producido en los depuradores húmedos

t/h

12,75

37,12

Flujo másico de óxido de magnesio (V=2248 ppm)

kg/h

93,62

272,28

Flujo másico de ceniza de fondo

t/h

0,0325

0,0943

Flujo másico de ceniza volante

t/h

1,052

3,05

Eficiencia de remoción de partículas (caso de filtro de tela)

%

82

82

Flujo de agua de mar en el condensador

t/h

39703

56096

Consumo continuo de agua industrial

t/h

81,04

243

Descarga continua de agua industrial

t/h

2,233

4,69

89

Un primer punto de comparación entre las simulaciones para las capacidades de 100 y 300 MW eléctricos corresponde a los resultados de las eficiencias globales. Es posible observar que para el caso de 300 MW la eficiencia global es mayor que para el caso de 100 MW eléctricos. Considerando entonces que la eficiencia global (o bruta) de la central viene dada por la fórmula 6.1, siendo ésta la multiplicación de la eficiencia de la caldera por la eficiencia del ciclo de vapor, y que el valor de eficiencia de la caldera fue definido como el mismo para ambas simulaciones (valor de 76,1% LHV), es evidente que la razón por la que se obtienen valores más altos de eficiencias globales para el caso de mayor capacidad es porque SteamPro™ calcula un mayor valor de eficiencia del ciclo de vapor para estos casos. Los valores de las eficiencias del ciclo de vapor también son reportados en las salidas de texto del programa y pueden ser observados en la tabla 7.1. SteamPro™ utiliza ecuaciones semi-empíricas de Spencer, Cotton y Cannon [10] para el cálculo de la eficiencia seca de cada etapa (mencionada en el capítulo 4), la cual el programa considera es la misma para todas las etapas de un mismo grupo en un cuerpo de la turbina en ausencia de humedad, y que es posteriormente corregida para cada etapa considerando la calidad del vapor que circula por cada una de las mismas. Según el manual de SteamPro™ [10], las ecuaciones semi-empíricas de Spencer, Cotton y Cannon reflejan que la eficiencia de las etapas de una turbina de vapor dependen fuertemente de dos factores: el flujo másico de vapor que entra en cada etapa y su contenido de humedad. El flujo másico de vapor puede estar asociado a la eficiencia de cada etapa al considerar que las pérdidas viscosas son mayores cuando la capa límite en contacto con los álabes es más gruesa y a medida que el número de Reynolds sea mayor (mayores flujos másicos están asociados a mayores velocidades del fluido), el espesor de la capa límite se reduce, disminuyendo así las pérdidas de presión [11]. Considerando entonces que las turbinas de mayor capacidad están asociadas a un mayor flujo másico de vapor, las cuales corresponden a menores pérdidas debido al espesor de la capa límite, ésta puede ser la razón por la cual el programa genera resultados de mayores eficiencias de ciclo de vapor para bloques individuales de generación de mayor tamaño. Los resultados de las simulaciones entonces podrían indicar que las centrales termoeléctricas de mayor capacidad de generación son más eficientes que las de menor capacidad, pero es importante tener en cuenta que puede haber factores principalmente operacionales, además de la demanda de electricidad requerida, de la

90

disponibilidad nacional de insumos y del mercado o sitios de colocación de los subproductos de la generación de electricidad, que pueden hacer de la opción de menor capacidad la más conveniente. Debido entonces a que la eficiencia global para el caso de 300 MW es mayor que para el caso de 100 MW, es posible notar que el flujo másico de coque no tiene una proporcionalidad entre ambos resultados, es decir, que el flujo másico de coque para el caso de 300 MW no es exactamente el triple del resultado obtenido para el caso de 100 MW. Al obtenerse una eficiencia global para el caso de 300 MW, el resultado de flujo másico de coque es de hecho menor que el valor correspondiente al triple de aquel obtenido para el caso de 100 MW. El programa hace el cálculo de flujo másico de combustible a partir de la fórmula 6.1, teniendo como parámetros definidos por el usuario la capacidad bruta de generación (internamente el programa hace que dicho valor coincida con la multiplicación de la capacidad nominal del generador por el factor de potencia) y el poder calorífico (alto o bajo) del combustible. En base a otros parámetros definidos por el usuario, los cuales no están expresados directamente en la fórmula 6.1, el programa hace internamente el cálculo de la eficiencia global de la central, y contando con todos estos datos es posible despejar de dicha fórmula el valor de flujo másico de combustible. Es muy importante mencionar que para efectos de las simulaciones se utilizó el poder calorífico suministrado en documentos de PDVSA [4], específicamente aquel correspondiente al primer muestreo de coque del tambor de Petrocedeño (correspondiente a 8.750 kcal/kg), pero en los mismos documentos se indica que para el reporte del valor de poder calorífico alto se utilizó la fórmula de Dulong (fórmula 1.1) con los resultados obtenidos del análisis elemental del coque de petróleo, en el cual no fue posible determinar el contenido de oxígeno en el combustible, siendo cero el valor asumido de porcentaje de oxígeno en el combustible utilizado en la fórmula de Dulong. Al observar la fórmula es posible notar que el término correspondiente al aporte de poder calorífico alto por parte del oxígeno en el combustible tiene un signo negativo. Según información de Alstom [17], el coque de petróleo puede tener típicamente un porcentaje en peso de oxígeno en el combustible de 1,69%. Haciendo el cálculo del poder calorífico alto con los demás valores suministrados en los documentos de PDVSA para el primer muestreo de coque de Petrocedeño y agregando el valor de contenido de oxígeno de 1,69%, el resultado de poder calorífico alto es de 8.676,46 kcal/kg. Esto claramente aumentará el flujo másico de combustible. Haciendo el cálculo del flujo másico de coque a partir de la fórmula 6.1, utilizando el poder calorífico alto de 8.676,46 kcal/kg y considerando que los valores de eficiencia se mantienen iguales, el resultado

91

para el caso de 100 MW es de 31,27 ton/h y para el caso de 300 MW es de 90,6 ton/h. Comparando estos resultados con los obtenidos en la tabla 7.1, la diferencia corresponde a 90 kg/h para el caso de 100 MW y 270 kg/h para el caso de 300 MW. A pesar de que este cálculo representa una primera aproximación a valores más ajustados de flujo másico de combustible, es importante que se realicen análisis más detallados al coque de petróleo venezolano, con el fin de conocer mejor las características del mismo y si es posible además, realizar una prueba de poder calorífico alto con un calorímetro de bomba, ya que la fórmula de Dulong corresponde a una generalización para combustibles sólidos y ha sido utilizada principalmente para el análisis de carbón. El flujo másico de combustible debe ser determinado considerando todos los factores posibles que pueden afectar el cálculo, ya que la producción diaria del mismo debe ser suficiente para satisfacer la cantidad de centrales que se plantean diseñar. La cantidad de combustible necesaria en la central afecta además el cálculo de todos los demás insumos y subproductos de la central termoeléctrica y también el dimensionamiento de equipos relacionados al manejo de materiales sólidos, los cuales deben ser seleccionados para el transporte de cantidades lo más cercanas a las planteadas en el diseño original, de modo de evitar fallas o cambios más frecuentes de partes o equipos. Es importante también considerar que puede haber otros factores que durante la operación continua de la central afecten el flujo másico de combustible. Un factor determinante en el cálculo de flujo másico de combustible, y por lo tanto a su vez de todos los insumos y subproductos asociados, es la eficiencia de la caldera. Como se indica en el capítulo 6, fue necesario el ajuste de la eficiencia de la caldera de modo de obtener en el simulador resultados congruentes con aquellos suministrados por fabricantes u operadores de centrales termoeléctricas en las que se utiliza coque como combustible principal. Para el caso de combustión directa, considerando únicamente los datos suministrados por Frontier Energy Niigata, se obtuvo una eficiencia de la caldera de 76,1% (LHV), lo cual en comparación con calderas trabajando con carbón, las cuales están típicamente entre 85% y 90% (LHV) [7], es un valor bajo. A partir de un paper técnico de la compañía Babcock & Wilcox relacionado a los sistemas de mitigación de SO3 [12], se menciona que las calderas quemando combustibles con alto contenido de azufre sufren de problemas de corrosión y de adherencia de óxidos de azufre a las tuberías, las cuales se ven asociadas a mayores temperaturas a la salida del economizador. Si se considera que los gases postcombustión salen del economizador a una temperatura mayor que la de diseño, se puede considerar también que la transferencia de calor hacia el agua y vapor en las tuberías no corresponde a aquella considerada en el diseño de la caldera, siendo de hecho

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menor. El coque de petróleo, al tener altos contenidos de azufre, puede producir dichos efectos durante la combustión, por lo cual es posible considerar que el alto contenido de azufre es parte de las causas de la baja eficiencia. Se menciona además en el paper de la compañía de la Babcock & Wilcox que la quema de combustibles con altos contenidos de vanadio, como el fueloil o la Orimulsión®, aumenta la tasa de conversión de SO2 a SO3 en las calderas, ya que se ha comprobado que el vanadio sirve de catalizador para esta reacción. Por lo tanto, la presencia del vanadio estaría relacionada, sea por la conversión de SO2 a SO3 o por otras razones, a los bajos valores de eficiencia de la caldera. Según estudios publicados por el Fuel Processing Technology Journal [33], realizados a calderas utilizando fueloil pesado, el cual tiene altos contenidos de vanadio (hasta 400 ppm), el uso de combustible con estas características produce una capa de escoria que se funde y adhiere a las tuberías de la caldera, estando la temperatura de fusión de dicha escoria en el rango entre 450°C y 870°C. La composición de la escoria es muy compleja y puede incluir tanto óxidos de azufre como compuestos de vanadio complejos. Existen compuestos de vanadio y sodio que pueden tener temperaturas de fusión tan bajas como 480°C [33]. Los óxidos de azufre tienden a causar corrosión en los equipos de alta temperatura como sobrecalentadores, los compuestos alcalinos (como sulfato de sodio y sulfato de potasio) tienden a ser muy corrosivos cuando están fundidos y en particular los compuestos de vanadio tienen a ser extremadamente corrosivos, ya que remueven las capas protectoras de las tuberías, dejando el metal en contacto directo con el oxígeno utilizado en la combustión. El compuesto de mayor concentración en la escoria producida en la combustión de fueloil pesado es el pentóxido de vanadio, el cual es un compuesto tóxico y altamente riesgoso para la salud en caso de ser inhalado. Según Mitsubishi Heavy Industries, este compuesto también es el de mayor concentración en la escoria producto de la combustión de coque de petróleo [23], y se menciona muy escuetamente que para la mitigación del mismo hacen uso de óxido de magnesio de modo incrementar el punto de fusión de los distintos compuestos de óxidos de vanadio. Según el paper de Fuel Processing Technology Journal [33], el tipo de aditivo utilizado, la forma de inyección de aditivo en la caldera y la relación Mg/V son factores que determinan la composición de la escoria producida, el espesor de la escoria adherida a las tuberías y el nivel de corrosión en las mismas. Por lo tanto, la adición de óxido de magnesio en la caldera de combustión Mitsubishi Heavy Industries utilizada en Frontier Energy Niigata, dependiendo de los parámetros previamente mencionados, no asegura la eliminación en la formación de escoria en las tuberías de la caldera. Según los resultados de eficiencia de la caldera calculados, esta escoria debe realmente de existir

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y adherirse a las tuberías, dificultando el paso de los gases postcombustión entre las mismas y la transferencia de calor entre los gases y el agua que circula en las tuberías. Esta escoria debe además de acumularse en grandes cantidades, siendo necesarias paradas frecuentes para el mantenimiento de la caldera. Considerando que mucha de la información que existe para el control de la escoria con contenido de vanadio ha sido estudiada para fueloil pesado, y que para el caso de combustión de coque de petróleo los efectos se pueden ver potenciados por el mayor contenido de este metal (hasta 2.248 ppm) es importante que se realice mayor investigación acerca de la combustión de coque de petróleo y sus efectos en los equipos de la caldera, teniendo en cuenta además que los compuestos de vanadio, especialmente el pentóxido de vanadio es tóxico y altamente peligroso en caso de ser inhalado. Paralelamente deben ser estudiadas medidas para reducir la producción de escoria en caldera, siendo hasta ahora la más utilizada para el caso del fueloil pesado el uso de aditivos mezclados junto con el combustible. Los aditivos principalmente utilizados son soluciones líquidas de óxido de magnesio (con mayores o menores concentraciones de óxido de magnesio dependiendo de la relación Mg/V que se desea utilizar) y aditivos organometálicos, siendo estos últimos los que han probado ser más eficientes en la disminución de formación de escoria y corrosión [33], ya que a diferencia de las soluciones de óxidos de magnesio, las cuales reaccionan con la escoria previamente formada en las tuberías, los aditivos organometálicos actúan en el frente de la llama durante la formación de la escoria. El uso del aditivo organometálico PentoMag® 4100 (el aditivo más básico de la serie producida por la empresa Pentol) en fueloil pesado ha demostrado reducir los niveles de escoria en todos los equipos de la caldera, las emisiones de NOx, CO, SO3, de combustible no quemado en las cenizas (reduciendo hasta en 40% las emisiones de partículas) y de incluso alcanzar disminuciones de hasta 10°C en las temperaturas de los gases postcombustión a la salida del economizador, lo cual puede corresponde a un incremento de 0,5% en eficiencia de la caldera por cada disminución de 10°C [34]. PentoMag® 4100 es utilizado para centrales termoeléctricas quemando combustibles líquidos como fueloil, pero a partir de los resultados mencionados previamente es posible notar que el uso de aditivos para evitar la formación de escoria en las calderas tiene el efecto de disminuir la temperatura de los gases postcombustión a la salida del economizador, y por lo tanto de aumentar la eficiencia de la caldera. Pentol, la empresa fabricante de PentoMag®, ofrece el producto PentoMag® 2550 para el caso de centrales termoeléctricas utilizando carbón [35], siendo este aditivo una mezcla líquida que es dosificada al carbón por un sistema automatizado, dependiendo del flujo másico de carbón que sea medido por un sensor con este propósito. Dicha

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opción es una posible solución para disminuir la formación de escoria en calderas que utilicen coque de petróleo como único combustible. La eficiencia neta de la central es calculada de forma similar que para el caso de la eficiencia bruta, radicando la diferencia que en el cálculo de la eficiencia neta de la central se toman en cuenta la potencia auxiliar utilizada internamente en la central termoeléctrica. La forma de cálculo de la eficiencia neta puede ser observada en la fórmula 6.2. Al comparar los resultados de la tabla 7.1, es posible notar que la eficiencia neta para el caso de 300 MW es mayor que para el caso de 100 MW. La potencia auxiliar para el caso de 100 MW corresponde a un 15,78% de la potencia eléctrica total producida, mientras que para el caso de 300 MW corresponde a un 14,82%. Esto puede ser justificado debido a que, a pesar de que los equipos utilizados (como pulverizadores y equipos de control ambiental) tengan el mismo consumo de electricidad por tonelada de material sólido, el caso de 300 MW presenta una mayor eficiencia global, lo que corresponde a un valor de flujo másico de coque menor a aquel correspondiente al triple del valor obtenido para 100 MW, por lo tanto la relación potencia auxiliar entre potencia total para el caso de 300 MW es menor. Entre los equipos que más mayor consumo de potencia auxiliar están el ventilador de corriente inducida (correspondiendo a alrededor de 40% de los auxiliares totales para los dos casos simulados), la bomba de agua de alimentación a la caldera (correspondiendo a alrededor del 17% de los auxiliares totales para los dos casos simulados) y los dos depuradores húmedos para el control de SO2 (correspondiendo a alrededor de 10% de los auxiliares totales para los dos casos simulados). Al observar los resultados de las emisiones para las simulaciones tanto de 100 MW como de 300 MW es posible notar que los valores son iguales para ambas simulaciones al considerar las mismas eficiencias de remoción en la reducción selectiva catalítica (control de NOx), en los depuradores húmedos utilizando piedra caliza (control de SO2) y en el filtro de tela (control de partículas) para los dos casos. Esto se debe a que las emisiones corresponden a la cantidad de material libreado (en unidades de masa) distribuido en el volumen a la salida de la chimenea. Por lo tanto, para el caso 300 MW se liberará mayor cantidad de material, pero el mismo estará distribuido a su vez en un volumen de chimenea más grande. Con el propósito de comparación con los valores límites establecidos por el Banco Mundial, los resultados de emisiones también se indicaron en unidades de μg/Nm3. Los valores establecidos pueden ser alcanzados, con la configuración establecida, si la reducción selectiva catalítica tiene una eficiencia igual o mayor a

95

94%, los dos depuradores húmedos una eficiencia igual o mayor a 97% y el filtro de tela una eficiencia igual o mayor a 82%. Para el caso de reducción selectiva catalítica, esta eficiencia es alta pero está dentro de los límites comprobados de funcionamiento de estos equipos. Considerando que se asumió un valor de emisiones de NOx a la salida de la caldera característico para carbón por no contarse con valores reportados de contenido de nitrógeno en el coque de petróleo venezolano y por la falta de capacidad de SteamPro™ para calcular las emisiones de NOx, los resultados pueden tener un pequeño margen de error al tener en cuenta la complejidad en formación de NOx combustible en las calderas, pero como es mencionado en el capítulo 5, las similitud en los contenidos de nitrógeno tanto para carbón como para coque es tan cercana que la diferencia debería ser muy pequeña. El factor que más pudiera afectar resultados de emisiones de NOx podría ser la inclusión de quemadores de bajo NOx, los cuales en la actualidad son un equipo estándar en las calderas quemando combustibles sólidos. SteamPro™ no tiene la capacidad de tomar en cuenta la inclusión de quemadores de bajo NOx, pero dicha inclusión disminuiría las emisiones de NOx a la salida de la caldera, lo que significa que la eficiencia de remoción en el equipo de reducción selectiva catalítica no tiene que ser tan alto como el valor establecido en las simulaciones. Una desventaja de la reducción selectiva catalítica es que el compuesto activo del catalizador corresponde a pentóxido de vanadio, el cual a su vez es catalizador para la conversión de SO 2 a SO3. A pesar de que existen catalizadores con baja conversión de SO2 a SO3, estos pueden tener una tasa de conversión entre 0,2% y 0,8% por capa de catalizador y a medida que se requiera una mayor eficiencia de remoción de NOx es necesario un mayor número de capas de catalizador. Por lo tanto, a pesar de que la reducción selectiva catalítica es la opción más eficiente para la remoción de NOx a la salida de la caldera, es necesario contar con mayor información sobre la combustión de coque de petróleo utilizando quemadores de bajo NOx y su posible uso en combinación con la reducción selectiva no catalítica, la cual a pesar de ocasionar pequeñas disminuciones en la eficiencia de la caldera (de hasta un 0,1%) no requiere de catalizador, material que posterior a su vida útil también debe ser dispuesto apropiadamente. Para el caso de los depuradores húmedos con piedra caliza, es importante mencionar que para alcanzar los límites establecidos por el Banco Mundial era necesario el uso de dos depuradores en serie, ambos con eficiencias de un 97%. El hecho de que se necesiten dos depuradores hace que la operación de los mismos deba ser hecha de forma extremadamente delicada, ya que un

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problema o daño en alguno de los mismos bloquea el paso y tratamiento adicional de los gases postcombustión, por lo cual sería necesario considerar dos pares de depuradores, haciendo un total de cuatro equipos, los cuales pueden son individualmente muy costosos (valores cercanos a los de la caldera) y muy grandes. Además de esto, una eficiencia de 97% de remoción en cada depurador, a pesar de estar en los rangos comprobados de eficiencias, es un valor bastante alto, el cual es únicamente alcanzado con una operación muy delicada y controlada, asegurando que las impurezas en la piedra caliza alimentada sea lo menor posible. Por lo tanto, a pesar de que los depuradores húmedos utilizando piedra caliza ofrecen las más altas eficiencias de remoción de SO2 comprobadas hasta el momento, es necesario estudiar detalladamente su operación de modo de obtener los altos valores de eficiencia reportados y además tener en cuenta los insumos y subproductos adicionales en el proceso de depuración, como lo son las grandes cantidades de agua industrial necesaria para la solución acuosa de piedra caliza y de agua residual producida posterior a la depuración, la cual no puede ser devuelta a las fuentes de agua o reutilizada sin un tratamiento previo. De contar con mayor información tanto de los equipos de depuración con agua de mar como de las características de alcalinidad del agua de mar en los centros de producción de coque de petróleo cercanos a las costas, se podría considerar en el estudio este tipo de depuradores, el cual implica un ahorro en el manejo de piedra caliza, agua industrial y agua residual. Es importante también mencionar que los depuradores húmedos están principalmente diseñados para la remoción de SO2 y que la combustión de coque puede producir altas emisiones de SO3, considerando que el combustible tiene altos concentraciones de vanadio, el cual sirve de catalizador en la conversión de SO2 a SO3 en la caldera. SteamPro™ no considera este efecto en las calderas utilizando coque como combustible, por lo cual no fue posible hacer una estimación de las emisiones de SO3. Para el control de SO3 se pueden considerar el varios sistemas de mitigación, incluyendo aquellos de evitan la formación del mismo y aquellos que remueven el mismo posterior a su formación. Para evitar la formación de SO3 se puede mencionar el uso de aditivos para la disminución de escoria en la caldera (los aditivos tienen captura adicional de SO3), el uso de catalizadores con baja conversión de SO2 a SO3 y el uso de filtros de tela, en los que estudios han demostrado existe eficiencia de remoción de SO3 debido a la alcalinidad de la ceniza acumulada [12]. Para remover SO3 formado, sea durante el proceso de combustión o durante la reducción selectiva catalítica, se pueden adicionar, previo al equipo de remoción de partículas, compuestos como amoníaco, hidróxido de magnesio, cal hidratada, SBS o Trona, con

97

el fin de formar sales en forma de sulfatos que puedan ser posteriormente recolectadas en el equipo de remoción de partículas y así removidas de los gases postcombustión.

Para el caso del filtro de tela, la eficiencia de remoción necesaria para alcanzar los niveles de emisiones de material particulado indicados por el Banco Mundial debe ser de 82% o mayor. Las eficiencias de remoción en los filtros de tela están de forma comprobada en valores superiores al 99%, siendo posible alcanzar hasta 99,95% de remoción para partículas de tamaño mayor o igual a 10 μm y 99,6% para partículas de tamaño mayor o igual a 1 μm. A pesar de que SteamPro™ no hace diferenciación en el tamaño de las partículas producidas durante la combustión, es posible considerar que el filtro de tela que se utilice será capaz de alcanzar los estándares del Banco Mundial en emisiones de partículas. El uso de filtros de tela para la remoción de partículas fue seleccionado por la remoción adicional de SO2 y la remoción de SO3 comprobada en estos equipos, a pesar de que SteamPro™ no toma en cuenta estos factores al momento de la simulación, por lo cual las diferencias en las simulaciones al utilizar un precipitador electrostático corresponderían a que consumo de potencia eléctrica es menor en el precipitador y que el mismo no utiliza aire, el cual es utilizado en los filtros de tela para vaciarlos del material sólido acumulado. Una desventaja de los filtros de tela es manejo y disposición posterior de los filtros que ya hayan cumplido su vida útil, por lo cual es necesario estudiar más a profundidad los beneficios adicionales remoción de SOx en los filtros de tela y comparar si estos beneficios sobreponen los efectos y costos asociados al uso y disposición final de los filtros. 7.2. Resultados y discusión de simulaciones con calderas de lecho fluidizado circulante Para el caso de lecho fluidizado circulante, las simulaciones finales fueron hechas para las capacidades de 100 y 300 MW eléctricos, considerando además las premisas indicadas en el capítulo 5 y los ajustes a las simulaciones indicados en el capítulo 6. SteamPro™, tanto en las salidas de texto como de gráficos correspondientes a los cómputos finales con todas las condiciones de diseño del usuario, genera una cantidad de información muy detallada de cada bloque de la central termoeléctrica (caldera, ciclo de vapor, sistema de enfriamiento y control ambiental). De toda la información generada, los principales flujos másicos, emisiones, potencias eléctricas y eficiencias fueron recopiladas de modo de posteriormente realizar una comparación del desempeño global de la central con las simulaciones correspondientes al uso de calderas de combustión directa. Dicha información está contenida en la tabla 7.2, estando dividida

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principalmente en potencias, flujo másico de vapor y agua de alimentación, eficiencias de la central, emisiones antes y después del control ambiental, flujo másico de combustible, control de NOx, control de SOx, control de partículas, flujo másico de agua de mar (para enfriamiento del vapor), consumo de agua industrial y finalmente descarga de agua residual. Es importante mencionar que para propósitos de comparación todas las eficiencias asociadas a la central (bruta, neta, de la caldera y del ciclo de vapor) fueron expresadas según el poder calorífico bajo (LHV por sus siglas en inglés). También se adicionan en la tabla flujos másicos correspondientes a la tecnología en específico utilizada. Según Alstom, sus calderas de lecho fluidizado circulante utilizan arena como material inerte en el lecho para mantener una ignición estable, aumentando la concentración de material sólido vs aire. En el arranque de la caldera se hace una adición inicial de arena, pero como parte de ésta puede escapar junto con los gases postcombustión y ser removida en el equipo de control de partículas, es necesaria una adición continua de arena para reemplazo. SteamPro™ no tiene la capacidad de hacer ese tipo de consideraciones o cálculos, y para la adición de esta información a la tabla 7.2 se hizo una proporcionalidad con datos suministrados por Alstom correspondientes a la central de Tamuin [17]. A continuación, los resultados correspondientes a las simulaciones con calderas de lecho fluidizado circulante, indicados en la tabla 7.2.

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Tabla 7.2. Resultados de simulaciones con calderas de lecho fluidizado circulante Item

Unidades

CFB 100MW

CFB 300MW

Potencia bruta

MW

100

300

Potencia neta

MW

88,25

265,76

Potencia auxiliar

MW

11,75

34,24

Flujo de vapor principal P=125 (bar abs), T=540 (°C) por caldera

t/h

346,1

1000,6

Flujo de agua en el economizador (agua de alimentación a la caldera)

t/h

341,2

988,2

Eficiencia global (Bruto) (LHV)

%

32,32

33,38

Eficiencia global (Neto) (LHV)

%

28,52

29,56

Eficiencia de la caldera (LHV)

%

75,54

75,56

Eficiencia del ciclo de vapor

%

42,79

44,18

124 (254)

124 (254)

148 (423)

148 (423)

18,7 (38,15)

18,7 (38,15)

7,34 (20,98)

7,34 (20,98)

Emisiones de NOx totales a la salida de la caldera (O₂ 6%) Emisiones de SO₂ totales a la salida de la caldera(O₂ Actual) Emisiones de NOx totales a la salida de la chimenea (O₂ 6%) Emisiones de SO₂ totales a la salida de la chimenea(O₂ Actual)

ppmv (μg/Nm3) ppmv (μg/Nm3) ppmv (μg/Nm3) ppmv (μg/Nm3)

Emisiones de Partículas totales de la chimenea (O₂ 6%)

μg/Nm3

16,7

16,7

Flujo másico de coque %S=4,87 , HHV=8750 (kcal/kg), %Ceniza=0,538 , V=2248 (ppm)

t/h

31,44

91,99

Cantidad de material inerte para el start-up de la caldera (arena)

ton

200

600

Flujo másico de reposición de material inerte (arena)

t/h

0,34

1

Flujo de Amoníaco para DeNOx por caldera

kg/h

29,2

85,5

Emisión de NOx producidos por combustión en el lecho fluidizado

ppmv (μg/Nm3)

124 (254)

124 (254)

Eficiencia de remoción de NOx con la reducción selectiva catalítica

%

85

85

Flujo másico total de caliza %CaCO₃=88

t/h

24,83

72,643

Eficiencia de remoción de SO₂ en el lecho fluidizado

%

95

95

Eficiencia de remoción de SO₂ en el depurador húmedo

%

99

99

Flujo másico de yeso producido en el depurador húmedo

t/h

0,638

1,865

Flujo másico de ceniza de fondo

t/h

6,51

18,61

Flujo másico de ceniza volante

t/h

15,19

43,42

Eficiencia de remoción de partículas (caso de filtro de tela)

%

99,8

99,8

Flujo de agua de mar en el condensador

t/h

40239

114298

Consumo continuo de agua industrial

t/h

49,29

142,8

Descarga continua de agua industrial

t/h

0,96

2,78

100

De igual forma que para las simulaciones con calderas de combustión directa, un primer punto de comparación entre las simulaciones para las capacidades de 100 y 300 MW eléctricos corresponde a los resultados de las eficiencias globales. La mayor eficiencia global corresponde al bloque con mayor capacidad de generación debido a que SteamPro™ calcula la eficiencia del ciclo de vapor (independiente del tipo de caldera seleccionada) utilizando ecuaciones semiempíricas que indican, entre otras cosas, que a mayores flujos másicos de vapor en la turbina, menores serán las pérdidas asociadas a la capa límite en los álabes, generando entonces eficiencias más altas para los bloques de mayor capacidad. De igual forma que para las simulaciones con calderas de combustión directa, se utilizó el poder calorífico suministrado en documentos de PDVSA [4], específicamente aquel correspondiente al primer muestreo de coque del tambor de Petrocedeño (correspondiente a 8.750 kcal/kg), pero de igual forma aplica el hecho de que este valor es menor debido a que no se considera el porcentaje en peso del oxígeno en el combustible en la fórmula de Dulong por no haberse reportado dicho valor en los análisis del combustible. Sabiendo entonces que el flujo másico de combustible será mayor, es posible también realizar el cálculo del flujo másico de coque a partir de la fórmula 6.1, utilizando el poder calorífico alto de 8.676,46 kcal/kg (habiendo utilizado el valor en peso de 1,69% de oxígeno en el combustible reportado por Alstom [17] y los demás valores reportados para el coque de Petrocedeño) y considerando que los valores de eficiencia se mantienen iguales, siendo el resultado para el caso de 100 MW de 31,75 ton/h y para el caso de 300 MW de 92,25 ton/h. Comparando estos resultados con los obtenidos en la tabla 7.2, la diferencia corresponde a 310 kg/h para el caso de 100 MW y 260 kg/h para el caso de 300 MW. A pesar de que este cálculo representa una primera aproximación a valores más ajustados de flujo másico de combustible, no está de más mencionar nuevamente que es importante que se realicen análisis más detallados al coque de petróleo venezolano, de modo de poder determinar más detalladamente el flujo másico necesario para la capacidad planteada, considerando que este valor afecta además todos los flujos de insumos y subproductos asociados. Es importante también considerar que puede haber otros factores que durante la operación continua de la central afecten el flujo másico de combustible.

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Un factor determinante en el cálculo de flujo másico de combustible, y por lo tanto a su vez de todos los insumos y subproductos asociados, es la eficiencia de la caldera. Como se indica en el capítulo 6, fue necesario el ajuste de la eficiencia de la caldera de modo de obtener en el simulador resultados congruentes con aquellos suministrados por fabricantes u operadores de centrales termoeléctricas en las que se utiliza coque como combustible principal. Para el caso de lecho fluidizado circulante, considerando únicamente los datos suministrados por Alstom acerca de la central de Tamuin, se obtuvo una eficiencia de la caldera de 73,07% (HHV), lo cual ajustado al poder calorífico bajo (LHV) corresponde a 75,54% para el caso de 100 MW y 75,56% para el caso de 300 MW. En comparación con calderas de lecho fluidizado circulante trabajando con carbón, las cuales están también típicamente entre 85% y 90% (LHV) [7], los valores obtenidos son bajos. A pesar de que Alstom no suministró información acerca escoria formada durante el proceso de combustión ni de aditivos utilizados para su reducción, alegando que las menores temperaturas de combustión en comparación con las calderas de combustión directa (850°C aproximadamente en relación a los 1.500°C) evitan la fusión de óxidos de vanadio, estudios hechos para fueloil [33] demuestran que existen óxidos de vanadio con temperaturas de fusión tan bajas como de 480°C, y el rango principal de formación de los óxidos de vanadio está entre los 450°C y los 870°C, por lo cual no se debe descartar la formación de escoria en las calderas de lecho fluidizado circulante y su relación directa con los bajos valores de eficiencia de la caldera. Otra posible razón para las bajas eficiencias en calderas de lecho fluidizado circulante puede ser la adición de piedra caliza en la caldera para la remoción de SO2. Tanto la piedra caliza como el yeso formado se calientan al estar en contacto directo con los gases postcombustión, los cuales ceden parte del calor que podría ser destinado para el agua en las tuberías de la caldera hacia estos materiales sólidos inyectados o formados. Por lo tanto, igual que para el caso de calderas de combustión directa, debe ser estudiado el posible uso de aditivos para disminuir la formación de escoria en las calderas de lecho fluidizado circulante, especialmente considerando lo delicado de la inyección de aire primario a través de toberas ubicadas en la parte inferior de la cadera y el paso de los gases postcombustión por el ciclón. Pentol, la empresa fabricante de PentoMag®, ofrece el producto PentoMag® 2550 para el caso de centrales termoeléctricas utilizando carbón [35], siendo este aditivo una mezcla líquida que es dosificada al carbón por un sistema automatizado, dependiendo del flujo másico de carbón que sea medido por un sensor con este propósito. Igual que para el caso de calderas de combustión directa, dicha opción es una

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posible solución para disminuir la formación de escoria en calderas que utilicen coque de petróleo como único combustible. De forma similar que para las simulaciones utilizando calderas de combustión directa, al comparar los resultados de la tabla 7.2, es posible notar que la eficiencia neta para el caso de 300 MW es mayor que para el caso de 100 MW. La potencia auxiliar para el caso de 100 MW corresponde a un 11,75% de la potencia eléctrica total producida, mientras que para el caso de 300 MW corresponde a un 11,41%. Esto puede ser justificado debido a que, a pesar de que los equipos utilizados (como pulverizadores y equipos de control ambiental) tengan el mismo consumo de electricidad por tonelada de material sólido, el caso de 300 MW presenta una mayor eficiencia global, lo que corresponde a un valor de flujo másico de coque menor a aquel correspondiente al triple del valor obtenido para 100 MW, por lo tanto la relación potencia auxiliar entre potencia total para el caso de 300 MW es menor. Entre los equipos que más mayor consumo de potencia auxiliar están el ventilador de corriente inducida (correspondiendo a alrededor de 24,25% de los auxiliares totales para los dos casos simulados), la bomba de agua de alimentación a la caldera (correspondiendo a alrededor del 19,65% de los auxiliares totales para los dos casos simulados) y la bomba de agua de enfriamiento, siendo tanto para las simulaciones de combustión directa como de lecho fluidizado circulante agua de mar el medio de enfriamiento en los condensadores (correspondiendo a alrededor de 13,15% de los auxiliares totales para los dos casos simulados con lecho fluidizado circulante). Los siguientes equipos con mayor consumo de auxiliares son el ventilador de aire primario para la caldera, el sistema de manejo para las cenizas de fondo, y el ventilador de aire secundario para la caldera. De forma similar que para las simulaciones utilizando calderas de combustión directa, al observar los resultados de las emisiones para las simulaciones tanto de 100 MW como de 300 MW es posible notar que los valores son iguales para ambas simulaciones al considerar las mismas eficiencias de remoción en la reducción selectiva catalítica (control de NO x), en el depurador húmedo utilizando piedra caliza (control de SO2) y en el filtro de tela (control de partículas) para los dos casos. Esto se debe a que las emisiones corresponden a la cantidad de material libreado (en unidades de masa) distribuido en el volumen a la salida de la chimenea. Por lo tanto, para el caso 300 MW se liberará mayor cantidad de material, pero el mismo estará distribuido a su vez en un volumen de chimenea más grande. Con el propósito de comparación con los valores límites establecidos por el Banco Mundial, los resultados de emisiones también se

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indicaron en unidades de μg/Nm3. Los valores establecidos pueden ser alcanzados, con la configuración establecida, si la reducción selectiva catalítica tiene una eficiencia igual o mayor a 85%, la reducción en el lecho una eficiencia igual o mayor a 95%, el depurador húmedo una eficiencia igual o mayor a 99% y el filtro de tela una eficiencia igual o mayor a 99,8%. Para el caso de reducción selectiva catalítica, esta eficiencia está cómodamente dentro de los límites comprobados de funcionamiento de estos equipos. Considerando que se asumió un valor de emisiones de NOx a la salida de la caldera característico de forma general para calderas de lecho fluidizado circulante, siendo este valor de emisiones menor que para el caso de combustión directa debido a que las menores temperaturas de combustión evitan la formación de NOx térmico y por no contarse además con valores reportados de contenido de nitrógeno en el coque de petróleo venezolano y por la falta de capacidad de SteamPro™ para calcular las emisiones de NOx, los resultados pueden tener un pequeño margen de error al tener en cuenta la complejidad en formación de NOx combustible en las calderas. El factor que más pudiera afectar resultados de emisiones de NOx podría ser la inclusión de quemadores de bajo NOx, los cuales en la actualidad son un equipo estándar en las calderas quemando combustibles sólidos. SteamPro™ no tiene la capacidad de tomar en cuenta la inclusión de quemadores de bajo NOx, pero dicha inclusión disminuiría las emisiones de NOx a la salida de la caldera, lo que significa que la eficiencia de remoción en el equipo de reducción selectiva catalítica no tiene que ser tan alta como el valor establecido en las simulaciones. Una desventaja de la reducción selectiva catalítica es que el compuesto activo del catalizador corresponde a pentóxido de vanadio, el cual a su vez es catalizador para la conversión de SO2 a SO3. Por lo tanto, a pesar de que la reducción selectiva catalítica es la opción más eficiente para la remoción de NOx a la salida de la caldera, de igual forma que para el caso de calderas de combustión directa, es necesario contar con mayor información sobre la combustión de coque de petróleo utilizando quemadores de bajo NOx y su posible uso en combinación con la reducción selectiva no catalítica, la cual a pesar de ocasionar pequeñas disminuciones en la eficiencia de la caldera (de hasta un 0,1%) no requiere de catalizador, material que posterior a su vida útil también debe ser dispuesto apropiadamente. Para el caso de la remoción de SO2, la principal ventaja de las calderas de lecho fluidizado circulante es que permiten remoción de SO2 en el mismo lecho, siendo adecuado su uso para combustibles con altos contenidos de azufre de modo de poder ahorrar en costos asociados a equipos adicionales de remoción de SO2 como depuradores húmedos o secos. Como para las

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simulaciones realizadas se planteó alcanzar los estándares de emisiones del Banco Mundial, los cuales son los más estrictos en la actualidad, la remoción en el lecho no era suficiente para alcanzar los valores límite, siendo entonces necesario adicionar un depurador. Considerando entonces una eficiencia alta de remoción en el lecho de un 95%, era necesario adicionalmente un depurador con eficiencia de remoción de un 99% de modo de alcanzar los estándares del Banco Mundial, y dichas eficiencias, a pesar de estar en el límite más alto del rango comprobado para depuradores húmedos, dejaba a éste como la única opción de remoción de SO2 capaz de cumplir los estándares. Es importante mencionar que esta eficiencia de remoción es muy alta, la cual únicamente es alcanzada con una operación extremadamente delicada y controlada, asegurando que las impurezas en la piedra caliza alimentada sean mínimas. Por lo tanto, a pesar de que los depuradores húmedos utilizando piedra caliza ofrecen las más altas eficiencias de remoción de SO2 comprobadas hasta el momento, es necesario estudiar detalladamente su operación de modo de obtener los altos valores de eficiencia reportados y además tener en cuenta los insumos y subproductos adicionales en el proceso de depuración, como lo son las grandes cantidades de agua industrial necesaria para la solución acuosa de piedra caliza y de agua residual producida posterior a la depuración, la cual no puede ser devuelta a las fuentes de agua o reutilizada sin un tratamiento previo. Es necesario además estudiar la factibilidad de alcanzar eficiencias de remoción en el lecho de 95% o más altas, de modo de reducir el alto valor de eficiencia necesario en el depurador húmedo posterior, pero sin que esto comprometa de forma grave la eficiencia de la caldera, el equipo de manejo de cenizas de fondo y el equipo de remoción de partículas al manejar mayor cantidad de piedra caliza y yeso. De contar con mayor información tanto de los equipos de depuración con agua de mar como de las características de alcalinidad del agua de mar en los centros de producción de coque de petróleo cercanos a las costas, se podría considerar en el estudio este tipo de depuradores, el cual implica un ahorro en el manejo de piedra caliza, agua industrial y agua residual. De igual forma que para las simulaciones de combustión directa, es importante también mencionar que los depuradores húmedos están principalmente diseñados para la remoción de SO2 y que la combustión de coque puede producir altas emisiones de SO3, considerando que el combustible tiene altos concentraciones de vanadio, el cual sirve de catalizador en la conversión de SO2 a SO3 en la caldera. Para el control de SO3 se pueden considerar el varios sistemas de mitigación, incluyendo aquellos de evitan la formación del mismo y aquellos que remueven el mismo posterior a su formación. Para evitar la formación de SO3 se puede mencionar el uso de

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aditivos para la disminución de escoria en la caldera (los aditivos tienen captura adicional de SO3), el uso de catalizadores con baja conversión de SO2 a SO3 y el uso de filtros de tela, en los que estudios han demostrado existe eficiencia de remoción de SO3 debido a la alcalinidad de la ceniza acumulada [12]. Para remover SO3 formado, sea durante el proceso de combustión o durante la reducción selectiva catalítica, se pueden adicionar, previo al equipo de remoción de partículas, compuestos como amoníaco, hidróxido de magnesio, cal hidratada, SBS o Trona, con el fin de formar sales en forma de sulfatos que puedan ser posteriormente recolectadas en el equipo de remoción de partículas y así removidas de los gases postcombustión. Para el caso del filtro de tela, la eficiencia de remoción necesaria para alcanzar los niveles de emisiones de material particulado indicados por el Banco Mundial debe ser de 99,8% o mayor. Esta es eficiencia debe ser muy alta debido a que en el filtro de tela no sólo es removida la ceniza producida durante la combustión, sino también el yeso formado producto de la reacción de la piedra caliza con el SO2, además de cualquier otro material sólido como combustible no quemado, piedra caliza no reaccionada y sales formadas a lo largo del paso de los gases postcombustión previo a la entrada al filtro de tela. Las eficiencias de remoción en los filtros de tela están de forma comprobada en valores superiores al 99%, siendo posible alcanzar hasta 99,95% de remoción para partículas de tamaño mayor o igual a 10 μm y 99,6% para partículas de tamaño mayor o igual a 1 μm. A pesar de que SteamPro™ no hace diferenciación en el tamaño de las partículas producidas durante la combustión, es posible considerar que el filtro de tela que se utilice será capaz de alcanzar los estándares del Banco Mundial en emisiones de partículas, aunque es importante asegurar que el filtro de tela sea capaz de alcanzar el 99,8% de eficiencia para material particulado menor 1 μm, el cual es el de mayor riesgo para la salud en caso de inhalación. El uso de filtros de tela para la remoción de partículas fue seleccionado por la remoción adicional de SO2 y la remoción de SO3 comprobada en estos equipos, a pesar de que SteamPro™ no toma en cuenta estos factores al momento de la simulación, por lo cual las diferencias en las simulaciones al utilizar un precipitador electrostático corresponderían a que consumo de potencia eléctrica es menor en el precipitador y que el mismo no utiliza aire, el cual es utilizado en los filtros de tela para vaciarlos del material sólido acumulado. Una desventaja de los filtros de tela es manejo y disposición posterior de los filtros que ya hayan cumplido su vida útil, por lo cual, de forma simular que para las simulaciones con calderas de combustión directa, es necesario estudiar más a profundidad los beneficios adicionales remoción de SOx en los filtros

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de tela y comparar si estos beneficios sobreponen los efectos y costos asociados al uso y disposición final de los filtros 7.3. Comparación entre simulaciones con calderas de combustión directa y lecho fluidizado circulante Un primer aspecto notable al comparar los resultados de las simulaciones con calderas de combustión directa y lecho fluidizado circulante es que la eficiencias globales están prácticamente en los mismos valores, variando únicamente en el primer decimal, y siendo los valores correspondientes a combustión directa ligeramente más altos a los de lecho fluidizado circulante en parte debido al más alto valor de eficiencia de la caldera calculado en el capítulo 6. Es importante mencionar que a pesar del margen de error asociado al cálculo de la eficiencia de la caldera por el método directo (el cual es menos preciso que el método indirecto) y algunas de las consideraciones hechas en los cálculos por falta de información más detallada, estas eficiencias son lo suficientemente cercanas entre sí y no ameritan descartar una u otra tecnología en términos de eficiencia de la caldera. Es posible sin embargo notar que la eficiencia neta es más alta para lecho fluidizado circulante que para los casos de misma capacidad correspondientes a combustión directa, siendo la diferencia alrededor de 1%. Observando los valores de potencia auxiliar se explica este resultado, siendo los valores de potencia auxiliar menores en lecho fluidizado en comparación con los casos de misma capacidad de combustión directa. Este se debe probablemente a que en las simulaciones de combustión directa se incluyeron dos depuradores húmedos, los cuales tienen alto consumo de potencia eléctrica cada uno, mientras que para el caso de lecho fluidizado circulante sólo se incluyó un depurador. Los consumos eléctricos de otros equipos comunes a ambas simulaciones son del mismo orden de magnitud, como por ejemplo el consumo de la bomba de agua de alimentación a la caldera (ya que el flujo másico de agua en el economizador varía poco entre simulaciones con distintas calderas y misma capacidad) y el consumo del ventilador de tiro forzado (ya que el flujo másico de combustible y de aire primario varían poco también entre simulaciones con distintas calderas y misma capacidad). Respecto al control de NOx, el caso planteado de reducción selectiva catalítica en el lecho fluidizado circulante, con una eficiencia de remoción necesaria de 85%, representa una ventaja en comparación con el caso planteado en combustión directa, con una eficiencia de remoción necesaria de 94%. Las menores temperaturas de combustión en el lecho fluidizado circulante evitan la formación del NOx térmico, el cual a pesar de representar alrededor de un 20% y 25%

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de los NOx totales, reducen en un 9% la carga de eficiencia que debe tener el equipo de reducción selectiva catalítica. Menores eficiencias de remoción son beneficiosas en el sentido de que son más factibles de alcanzar y de que requieren menor cantidad de insumos, entre ellos amoníaco y especialmente catalizador, siendo el compuesto activo típicamente pentóxido de vanadio, el cual promueve la conversión de SO2 a SO3. En el caso planteado de instalación de una central termoeléctrica en base a coque de petróleo en las adyacencias del CIJAA, cuyas condiciones de sitio fueron las planteadas en las simulaciones, la disponibilidad de amoníaco es alta debido a la cercanía al complejo petroquímico, pero hay que tener en cuenta que el manejo de este compuesto es delicado por ser altamente irritante y corrosivo. El mayor beneficio de un equipo de reducción selectiva catalítica que necesite brindar una eficiencia de remoción menor radica principalmente en el catalizador, el cual además de promover la conversión de SO2 a SO3, debe ser reemplazado dependiendo de la vida útil del mismo y a menor eficiencia de remoción, mayor es la vida útil del catalizador y menor la cantidad de capas de catalizador necesarias. No obstante, es importante tanto para el caso de combustión directa como de lecho fluidizado circulante estudiar los efectos del uso de medidas primarias para control de NOx (como el uso de quemadores de bajo NOx, menor cantidad de aire en exceso y combustión por etapas), ya que estas medidas evitan la formación del compuesto NO y reducen la carga de eficiencia de equipos de los equipos de remoción de NOx. Si las medidas primarias evitan de forma combinada la suficiente remoción de NOx, además de los beneficios que puedan brindar el uso de aditivos organometálicos, se debe estudiar también la posibilidad del uso de reducción selectiva no catalítica, en la cual la remoción se hace internamente en la caldera con inyección de amoníaco, lo que significa un ahorro en espacio de equipos adicionales y en uso de catalizadores. Respecto al control de SOx, la configuración planteada para lecho fluidizado circulante representa una ventaja en comparación con la configuración planteada para combustión directa, tanto para el control de SO2 como para el control de SO3. A pesar de que para el caso de lecho fluidizado circulante se requiere de una eficiencia de remoción de SO2 de 99% en el depurador húmedo con piedra caliza, esta configuración sigue siendo ventajosa en comparación con los dos depuradores en serie necesarios para el caso de combustión directa, los cuales, además de requerir también altas eficiencias de remoción de 97%, pueden comprometer el funcionamiento de la planta en caso de fallas. Sería recomendable entonces estudiar posteriormente, con propósito de aumentar la confiabilidad de la central

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termoeléctrica, una configuración de 2 pares de depuradores en paralelo para el caso de combustión directa y 2 depuradores individuales en paralelo para el caso de lecho fluidiado circulante. A pesar de que para la configuración hecha en las simulaciones de lecho fluidizado circulante fue necesario un sólo depurador húmedo para alcanzar los estándares de emisiones del Banco Mundial, al observar las tablas 7.1 y 7.2 se puede notar que el consumo de piedra caliza para el caso de lecho fluidizado circulante es alrededor del triple correspondiente al caso de combustión directa. Esto es debido al alto consumo de piedra caliza necesario para la adición en lecho de modo de alcanzar el alto valor de eficiencia de remoción de SO 2 en la misma caldera, correspondiente a un 95%. Esto a su vez hace que la cantidad de ceniza, tanto de fondo como volante, para el caso de lecho fluidizado circulante sea mucho mayor que para el caso de combustión directa. Para las simulaciones de lecho fluidizado circulante, el flujo másico de ceniza volante es alrededor de 15 veces el correspondiente a combustión directa, mientras que el flujo másico de ceniza de fondo es alrededor de 200 veces el correspondiente a combustión directa. Considerando que no se contó con información precisa para el ajuste de los flujos másicos de ceniza de fondo en lecho fluidizado circulante, este valor debe ser mejor estudiado, pero el caso de ceniza de volante sí puede estar en órdenes de magnitud reales. Hay que tener en cuenta entonces que la configuración de lecho fluidizado circulante plantea el manejo de una cantidad mucho mayor de materiales sólidos que para el caso de combustión directa. Para el caso planteado de la instalación de una central termoeléctrica en base a coque de petróleo en las cercanías del CIJAA, existe disponibilidad de piedra caliza en las minas de El Cantil, pero hay que tener en cuenta el espacio requerido de almacenamiento de la misma. Es muy importante también considerar el espacio de almacenamiento de la ceniza de fondo y volante, las cuales para el caso de lecho fluidizado circulante son una cantidad bastante alta, y vale la pena mencionar que las propiedades de la ceniza producida en lecho fluidizado circulante y combustión directa son distintas. Es necesario entonces un estudio más detallado de las propiedades de ambas cenizas de modo de encontrar un potencial mercado nacional o internacional para su venta, especialmente para el caso de lecho fluidizado circulante. Por otra parte, los depuradores húmedos tienen un muy alto consumo de agua industrial para alcanzar las altas eficiencias de remoción de SO2, lo cual a su vez implica altas descargas de agua residual. Es posible observar en las tablas 7.1 y 7.2 que el consumo de agua industrial y descarga de agua residual para los casos de combustión directa corresponde alrededor del doble de aquellos correspondientes para los casos de misma capacidad de combustión directa. Estas cifras corresponden al doble debido al

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uso de dos depuradores en el caso de combustión directa, en comparación con un solo depurador para el caso de lecho fluidizado circulante. El agua industrial debe ser previamente tratada para su uso en los depuradores, y el agua residual también debe ser tratada para volver a ser utilizada, lo cual implica equipos adicionales e insumos para el tratamiento. Por lo tanto, no es posible descartar todavía una u otra tecnología de combustión basándose en los efectos del control de SO2, ya que mientras que para el caso de combustión directa se manejan grandes cantidades de agua industrial y agua residual, para el caso de lecho fluidizado circulante se manejan grandes cantidades de material sólido. Es importante una comparación entre los costos iniciales, de funcionamiento y de mantenimiento de todos los equipos asociados a los depuradores en el caso combustión directa, y entre a los costos de transporte de material sólido y posible venta de las grandes cantidad cenizas de fondo y volante en el caso de lecho fluidizado circulante. Una ventaja común a los dos casos es que los depuradores húmedos producen yeso, el cual también es un material sólido que se puede destinar a la venta, siendo necesario un estudio más detallado del mercado nacional e internacional de este subproducto. Para las centrales termoeléctricas que se planteen diseñar en las adyacencias de los centros de producción de coque localizados cerca de zonas costeras, como es el caso para la central planteada para el CIJAA, es posible considerar el uso de depuradores que funcionen con agua de mar, siendo importante contar mayor información acerca de la operación y eficiencias de remoción de los mismos, además de las características de pH y de alcalinidad del agua de mar que sería utilizada con este propósito. Para el control de SO3, a pesar de que SteamPro™ no genera valores de emisiones de este compuesto, se puede notar que para el caso de combustión directa, en la cual es necesario un equipo de reducción selectiva catalítica con mayor eficiencia de remoción, implicando una mayor cantidad de capas de catalizador, la conversión de SO2 a SO3 será mayor que para el caso de lecho fluidizado circulante. Además, en el caso de lecho fluidizado circulante hay captura de SO2 en el mismo lecho, por lo que las cantidades disponibles de SO2 para convertirse en SO3 son menores que en caso de utilizar una caldera de combustión directa. Las menores emisiones de SO3 representan entonces una importante ventaja del lecho fluidizado circulante en comparación con la combustión directa. No obstante, no se debe descartar para ambas tecnologías el uso de sistemas de mitigación de SO3, sea tanto para evitar su formación como para removerlo en caso de formado. Para evitar la formación se debe estudiar el uso aditivos para disminuir la formación de escoria (soluciones de óxido de magnesio o aditivos organometálicos), catalizadores de baja conversión de SO2 a SO3 y el uso de filtros de tela. Para remover SO3 formado se pueden

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adicionar, previo al equipo de remoción de partículas, compuestos como amoníaco, hidróxido de magnesio, cal hidratada, SBS o Trona, con el fin de formar sales en forma de sulfatos que puedan ser posteriormente recolectadas en el equipo de remoción de partículas y así removidas de los gases postcombustión. Para la remoción de partículas, tanto las configuraciones planteadas para combustión directa como para lecho fluidizado circulante permiten cumplir con los estándares del Banco Mundial dado que las altas eficiencias de remoción en filtros de tela están ampliamente comprobadas, siendo posible conseguir eficiencias de hasta 99,6% para material particulado de tamaño menor a 1 μm. Observando los resultados de las tablas 7.1 y 7.2 es posible notar que la eficiencia de remoción para el filtro de tela en el caso de combustión directa no tiene que ser tan alta como para el caso de lecho fluidizado circulante. Al comparar los flujos másicos de ceniza volante puede entenderse este resultando, ya que el flujo másico de ceniza volante manejado en lecho fluidizado circulante puede corresponder a 15 veces el manejado en combustión directa. Es importante de todos modos, para el caso particular de lecho fluidizado circulante, estudiar los efectos de manejar dichas cantidades de material sólido, ya que la corriente de aire inyectada en los filtros para poder vaciarlos debe tener la presión adecuada para cumplir este propósito sin comprometer la estructura de los filtros. Además de lo anterior, la vida útil de los mismos será más corta en comparación con otros manejando menores cantidades de material, siendo necesario pensar también en la disposición final de los filtros utilizados. El beneficio particular de utilizar filtros de tela junto con calderas de lecho fluidizado circulante es que a medida que se acumula ceniza volante, la cual puede contener piedra caliza no reaccionada, ocurre remoción adicional de SO2 a medida que los gases postcombustión pasan por el filtro. Tanto para los casos de combustión directa como de lecho fluidizado circulante, el filtro de tela ofrece el beneficio adicional de remoción de SO3, ya que típicamente la ceniza tiene cierta alcalinidad (debido a que el combustible tiene ciertas concentraciones de elementos como sodio y potasio) que permite la reacción con el SO3 para formar sales en forma de sulfatos que son acumuladas en los mismos filtros. Es importante entonces realizar un estudio más detallado de las emisiones de SO2 y SO3 y de las eficiencias de remoción de estos componentes comprobadas hasta el momento para los filtros de tela, de modo de poder hacer una comparación objetiva con el precipitador electrostático, el cual tiene eficiencias de remoción de partículas en el mismo orden de los filtros, menor consumo de energía eléctrica y el beneficio de no necesitar de insumos adicionales.

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Conclusiones 

El uso del programa SteamPro™ junto con datos de fabricantes y licenciantes de tecnología permitió determinar eficiencias globales, eficiencias netas, eficiencias de remoción, equipos, cantidad de insumos, cantidad de productos y cantidad de subproductos asociados a centrales termoeléctricas quemando coque de petróleo.



El coque de petróleo venezolano producido en las unidades de coquificación retardada ubicados tanto en el CIJAA como en CRP son del tipo perdigón, por lo cual clasifica únicamente como grado combustible, siendo posible su uso en para generación de electricidad.



Las tecnologías de combustión comprobadas para la generación de electricidad a partir de coque de petróleo son las calderas de combustión directa, de lecho fluidizado circulante y de lecho fluidizado burbujeante, produciendo vapor de agua en condiciones subcríticas.



Una central termoeléctrica en base a coque de petróleo que busque cumplir con cualquiera de las regulaciones ambientales tanto nacionales como internacionales debe contar, además de con los bloques de caldera, conjunto turbina-generador, sistema de enfriamiento y chimenea, de equipos de control ambiental para mitigación de NOx, SOx y partículas.



Los sitios planteados para la instalación de centrales termoeléctricas en base a coque de petróleo son las adyacencias de los centros de producción presentes y futuros de coque de petróleo, como lo son el CIJAA, CRP, Refinería Puerto La Cruz y la Faja Petrolífera del Orinoco.



Debido a que en la actualidad es el mayor centro de producción de coque de petróleo y que hay acumulación de coque que no ha sido destinado a la exportación, el CIJAA es el centro de producción con mayor prioridad para un estudio de factibilidad de instalación de centrales termoeléctricas en base a coque de petróleo.



Las simulaciones en SteamPro™ fueron realizadas considerando que las mayores capacidades comerciales para calderas quemando coque de petróleo están entre los 100 y 300 MW eléctricos, lo que descartó el uso de lecho fluidizado burbujeante por tener capacidades menores a 25 MW eléctricos.



Las simulaciones en SteamPro™ fueron hechas para capacidades tanto de 100 como 300 MW eléctricos para calderas de combustión directa y de lecho fluidizado

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circulante, siendo necesario el ajuste de datos en el programa de modo de obtener resultados consistentes con centrales en funcionamiento quemando coque de petróleo. 

En base a datos de fabricantes se pudo calcular que la eficiencia de las calderas de combustión directa está alrededor de 76% mientras que para las calderas de lecho fluidizado circulantes está alrededor del 75,5%, ambas eficiencias en base al poder calorífico bajo del coque utilizado.



Las bajas eficiencias de ambas calderas están relacionadas a temperaturas de salida del economizador superiores a las de diseño original, siendo causadas por la corrosión y adherencia de escoria en las tuberías de las calderas, lo cual es causado principalmente por los altos contenidos de azufre y de vanadio en el coque de petróleo.



En base a las eficiencias de calderas calculadas y a que las turbinas de mayor capacidad son más eficientes que las de menor capacidad, se obtuvieron resultados de eficiencias globales de entre 32% y 33% para los tamaños de 100 MW eléctricos y de entre 33% y 34% para los tamaños de 300 MW eléctricos, todas en base al poder calorífico bajo del coque utilizado



Debido a que las eficiencias de las calderas están en órdenes muy similares y que la forma de estimación fue a partir del método directo, no es posible según los resultados obtenidos descartar combustión directa o lecho fluidizado circulante en términos de eficiencias globales de la central.



Todas las simulaciones en SteamPro™ fueron hechas considerando las condiciones ambientales y geográficas del CIJAA por su prioridad para un estudio de factibilidad de instalación de centrales termoeléctricas en base a coque de petróleo.



Debido a la cercanía con el mar del CIJAA se utilizaron en las simulaciones condensadores de ciclo abierto trabajando con agua de mar, siendo posible alcanzar los valores de incremento de temperatura del agua de mar utilizada para enfriamiento establecidos en la documentación.



Las eficiencias de remoción de NOx necesarias en la reducción selectiva catalítica para alcanzar los límites establecidos por el Banco Mundial son menores y por lo tanto más factibles de alcanzar para el caso de lecho fluidizado circulante que para el caso de combustión directa, debido a que no hay formación de NOx térmico.

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

Existe disponibilidad de amoníaco para el control de NOx en los equipos de reducción selectiva catalítica por parte de la empresa Fertinitro, debido a la cercanía de la central planteada en el CIJAA al complejo petroquímico.



Las eficiencias de remoción de SO2 en los depuradores húmedos utilizando piedra caliza tanto en combustión directa como en lecho fluidizado circulante deben ser altos para cumplir con los estándares del Banco Mundial, pero para el caso de combustión directa son necesarios dos equipos, mientras que para el caso de lecho fluidizado circulante sólo es necesario un equipo.



Existe disponibilidad de piedra caliza para el control de SO2 en los depuradores húmedos debido a la cercanía de la central planteada en el CIJAA a las minas El Cantil-El Vivero.



Las centrales con lecho fluidizado circulante tienen un mayor manejo de materiales sólidos debido a la remoción de SO2 en la caldera, mientras que para las centrales con combustión directa hay mayor manejo de agua industrial y agua residual debido a la necesidad de instalar depuradores más eficientes o en mayor cantidad.



Las eficiencias de remoción de partículas necesarias tanto para la configuración de combustión directa como de lecho fluidizado circulante están dentro de los valores comprobados para los filtros de tela.

114

Recomendaciones 

Se recomienda que se hagan caracterizaciones más completas al coque de petróleo producido actualmente tanto en el CIJAA como en CRP, y en especial que se indiquen los contenidos de oxígeno y nitrógeno.



Se recomienda que se haga una prueba directa del poder calorífico alto del coque de petróleo producido actualmente tanto en el CIJAA como en CRP, como por ejemplo con un calorímetro de bomba, de modo determinar de forma más precisa los flujos másicos de coque necesarios para las centrales termoeléctricas planteadas.



Se recomienda que se haga un cálculo más preciso de las eficiencias de calderas tanto de combustión directa como de lecho fluidizado quemando de coque de petróleo con características iguales o similares al venezolano, idealmente según el método indirecto en caso de contar con la información necesaria.



Se recomienda el estudio de los distintos aditivos para la combustión disponibles en el mercado, como lo son las soluciones líquidas de óxido de magnesio y los aditivos organometálicos, de modo de disminuir la formación de escoria en las calderas quemando coque de petróleo, para así obtener valores de eficiencia de la caldera más altos y disminuir las paradas por mantenimiento de las mismas.



Se recomienda el estudio en particular del aditivo PentoMag® 2550, ya que se ha comprobado una mejor eficiencia en los aditivos organometálicos en comparación con aquellos de soluciones líquidas de óxido de magnesio.



Se recomienda estudiar los posibles programas de mantenimiento preventivo, predictivo y correctivo asociados a calderas quemando coque de petróleo debido a la experiencia en formación de grandes cantidades de escoria para combustibles como fueloil pesado, el cual también tiene altos contenidos de azufre y vanadio.



Se recomienda estudiar el posible manejo y disposición final de la escoria producida en las calderas quemando coque de petróleo, debido a que el compuesto de mayor concentración en las mismas puede ser el pentóxido de vanadio, el cual es tóxico y muy peligroso en caso de inhalación o digestión.



Se recomienda utilizar catalizadores de baja conversión de SO2 a SO3 en caso de utilizar equipos de reducción selectiva catalítica para la remoción de NOx en los gases postcombustión.

115



Se recomienda estudiar los niveles de emisiones a la salida de la caldera quemando coque de petróleo con características iguales o similares al venezolano, tanto para combustión directa como para lecho fluidizado circulante, que son posibles de obtenerse con la aplicación de sistemas primarios para el control de NOx como la inclusión de quemadores de bajo NOx, menor cantidad de aire en exceso y la combustión por etapas.



Se recomienda estudiar, en caso de que los niveles de emisiones a la salida de la caldera con la aplicación de sistemas primarios para el control de NOx lo permitan, la inclusión de equipos de reducción selectiva no catalítica en lugar de reducción selectiva catalítica.



Se recomienda estudiar la composición de la ceniza producto de la combustión, tanto en calderas de combustión directa como de lecho fluidizado circulante, de coque de petróleo con características iguales o similares a las del venezolano, de modo de poder posteriormente determinar posibles usos o aplicaciones y localizar mercados nacionales o internacionales para su venta.



Se recomienda estudiar los posibles mercados tanto nacionales como internaciones del yeso, el cual es un subproducto del proceso de remoción de SO2 en caso de utilizar depuradores húmedos con piedra caliza.



Se recomienda estudiar en detalle el funcionamiento de los depuradores húmedos con agua de mar y sus posibles eficiencias de remoción de SO2, ya que para los sitios de instalación planteados que sean cercanos a zonas costeras esta opción representa ahorros en manejo de piedra caliza, yeso y tratamiento tanto de agua industrial como agua residual.



Se recomienda que se hagan estudios completos del agua de mar en los sitios de instalación planteados que sean cercanos a zonas costeras, los cuales indiquen específicamente las variaciones de alcalinidad y pH del agua, los cuales son los datos más importantes para determinar la factibilidad del uso de dicha agua en depuradores con agua de mar.



Se recomienda estudiar los posibles niveles de emisiones de SO3 a la salida de la caldera quemando coque de petróleo con características iguales o similares al venezolano, tanto en calderas de combustión directa como de lecho fluidizado

116

circulante, considerando que el pentóxido de vanadio y otros compuestos de vanadio en la escoria de la caldera sirven de catalizadores para la conversión de SO2 a SO3. 

Se recomienda estudiar, luego de conocer los posibles niveles de emisiones de SO3, los sistemas de mitigación de este compuesto, combinando métodos para evitar su formación (uso de aditivos para disminuir la formación de escoria, uso de catalizadores de baja conversión de SO2 a SO3 en la reducción selectiva catalítica y el uso de filtros de tela) y métodos para su remoción (con el uso de aditivos como amoníaco, hidróxido de magnesio, cal hidratada, SBS o Trona).



Se recomienda estudiar las eficiencias de remoción de SO2 comprobadas en los filtros de tela en caso de ser utilizados junto con calderas lecho fluidizado circulante quemando coque de petróleo con características iguales o similares al venezolano, de modo de comparar si esta ventaja adicional justifica su uso en lugar de un precipitador electrostático.



Se recomienda estudiar las eficiencias de remoción de SO3 comprobadas en los filtros tela para la combustión de coque de petróleo con características iguales o similares al venezolano, considerando el uso tanto de calderas de combustión directa como de lecho fluidizado circulante, de modo de comparar si esta ventaja adicional justifica su uso en lugar de un precipitador electrostático.

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