Factibilidad de construccion de planta de cogeneracion de ee con

1
Pre Factibilidad de Instalación de Central de Generación de EE con Gasificación de
Carbón Antracita en el Departamento La Libertad – Perú
Ing. Raúl Paredes Rosario
Ing. Marcos Baca López
Ing. Mecánico
Mg. Ing. Industrial
[email protected]
Ing. Industrial
Mg. Ing. Industrial
[email protected]
Resumen
Se presenta un análisis sobre la factibilidad de la construcción de una Central térmica en el
Departamento La Libertad para generar energía eléctrica utilizando gas de síntesis obtenido
de la gasificación del carbón antracita del Alto Chicama para facilitar su combustión y
reducir el impacto ambiental negativo en comparación de la combustión directa del carbón.
Se concluye que es factible técnica y económicamente instalar una Central de generación de
energía eléctrica, debido a la obtención de elevados rendimientos energéticos en la Central,
que permitirían generar el kw-h carboeléctrico a un precio competitivo con el del kw-h
hidroeléctrico, preponderante en nuestro país.
La central carboeléctrica trabajaría en Ciclo de regeneración de calor, con turbina a gas.
Contará con una Planta de fabricación de oxígeno, pues la gasificación de la antracita se
haría con este gas, para obtener un gas de mediano poder calorífico inferior, de 10.000 a
13.000 kJ/m3
La capacidad nominal del generador eléctrico de la central sería de 100 mW de EE, y de la
turbina, de 115 mW, pues la compresora que suministra el aire para la combustión del gas en
la turbina demanda una potencia de 15 mW. Considerando una carga promedio de 105 mW,
se consumiría solamente 150000 TM de antracita al año, por lo que se puede asegurar un
período de trabajo mayor a los 300 años, teniendo en cuenta que la reservas probadas de ese
combustible son de 250 millones de TM, solamente en La Libertad La energía producida por
esta central, alimentaría el sistema nacional interconectado.
2
Abstract
It’s presented an analysis about thermal central building in La Libertad for electrical
generation using gas from anthracite carbon that comes from Alto Chicama to facilitate its
combustion to reduce negative environmental effects in comparison to direct carbon
combustion as solid.
It concludes that is possible economic and technical to install central electrical. It will be
obtained high energetic efficiency that allows low cost electrical generation. Central will
work with heath regenerated cycle, with gas turbine. It will have an oxygen factory to obtain
high heating value.
Nominal power of electrical generator is 100 mW, the gas turbine 115 mW, the air
compressor have 15 mW. The anthracite carbon consummation is about 150000 MT per year,
that will allow operate for 300 years, because there is an reserve of about 250 million MT
Anthracite Carbon Central will be connected to the national electric grid
3
Introducción
El Perú es el único importador neto de energía entre los países de la Comunidad Andina de
Naciones, con demanda energética de crecimiento sostenido. Es un país deficitario con
consumos energéticos anuales de 0.38 para 1990 y 0.56 cuatrillones de BTU para el año 2000
y con producción anual de 0.41 a 0.39 cuatrillones de BTU. El Perú tiene un indicador de
consumo eléctrico, de 676 kilowatt-h por habitante, solamente.
BALANZA DE HIDROCARBUROS DEFICITARIA
 2004 alcanzó los us$ 1,029 millones
 2005 superará us$ 1,500 millones...........a pesar de Camisea
Aspectos relevantes de la operación del SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional)
correspondiente a enero de 2006
1. DEMANDA
La máxima demanda de enero alcanzó los 3 287,4 MW, esta se produjo a las 20:00 horas del
día 26. Con relación a enero de 2005, tuvo un crecimiento de 7,7%.
La producción de energía alcanzó los 2 041,9 GWh, con relación a enero de 2005 tuvo un
crecimiento de 7,7%. El Factor de Carga del mes alcanzó el 83,72%.
4
2. DETALLE DE LA PRODUCCION
La energía de procedencia hidráulica durante el mes de enero de 2006 fue inferior en 3,2% a
la del 2005 y la energía de procedencia térmica fue superior en 39,1%.
ENERGIA PRODUCIDA ENERO (GWh)
Se ha observado en algunas de las centrales hidroeléctricas representativas del SEIN, una
disminución en su producción con relación al 2005. Así, la producción de las centrales de
5
EDEGEL vinculadas a las cuencas del Rímac y Santa Eulalia, y de las centrales de EGENOR
ha disminuido en 15,1% y 6,9% respectivamente, tal como se aprecia a continuación.
En enero de 2006, la generación de energía de procedencia térmica, aumentó debido a la
menor disponibilidad hidráulica, y al incremento de la demanda.
Se aprecia en los siguientes gráficos, un incremento del consumo de petróleo (Diesel2 y
residuales), gas natural y del carbón, con relación al 2005.
El gas natural continúa siendo el combustible relevante de la operación, de tal forma que la
producción a partir de este combustible pasó de 10,7 % en enero 2005 a un 12 % en el
2006, en el caso del carbón éste pasó de 0 % a 3 %, y respecto al petróleo aumentó de 1,6% a
un 2%.
Por otro lado, se destaca una baja producción de origen hidráulico, debido a la menor
disponibilidad de recurso hídrico, dada la menor captación del recurso en embalses
estacionales en el periodo de avenida del año hidrológico anterior por la menor escorrentía
natural registrada en el 2006.
La cobertura de la demanda en enero de 2006, fue como se muestra en el gráfico siguiente. El
01 se registró la menor cobertura con energía de procedencia hidráulica (89%) y el 31 la
máxima cobertura (92%).
El crecimiento de energía acumulado se mantiene alrededor del 7,7%, tal como se muestra en
el gráfico siguiente.
6
Empresas de sector publico
Empresas de sector privado
Departamento Total Total Hidráulica térmica Eolica Total Hidráulica
La Libertad
230,4
45,6
26,9
18,3
0,4
184,8
8,9
Térmica
175,9
ANALISIS DE LA PRODUCCION Y CONSUMO DE ENERGIA ELECTRICA EN EL
DEPARTAMENTO LA LIBERTAD EN EL 2003 Y 2004
AÑO-2003
1. POTENCIA DE ENERGÍA ELÉCTRICA INSTALADA EN LA LIBERTAD 2003
(MW)
POT EN C IA D E EN ER GIA ELEC T R IC A IN ST A LA D A EN LA
LIB ER T A D - 2 0 0 3
100
80
60
MW
40
EOLICA
20
TERMICA
0
HIDRAULICA
SECTOR
PUBLICO
SECTOR
PRIVADO
2. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA LIBERTAD- 2003 (GW-H)
PR OD U C C ION D E EN ER GIA ELEC T R IC A LA LIB ER T A D - 2 0 0 3
( GW - H)
200
150
GW- H
100
EOLICA
50
TERMICA
0
HIDRAULICA
SECTOR
PUBLICO
SECTOR
PRIVADO
7
Calculo del factor de utilización de Planta λ:

 prod
prod
 100....;..
(230.4 x1000) Mw  h

x100
(365x 24)h.x(174.8) Mw
  15.04.%

Producción de Energía (Eprod):230.4 GW-h

Potencia Instalada (Pp):174.8 MW
Déficit de Energía en la Libertad-2003:
Existió un déficit de 148.4977 MW que es equivalente al 84.96.% del total de la potencia
Empresas de sector publico
Empresas de sector privado
Departamento Total Total
Hidráulica térmica Eolica Total Hidráulica Térmica
La Libertad
10,4
174,8 73,7
63,0
0,3
101,1 3,0
98,0
Inst
alad
a
exis
tent
e en
la
Libertad.
3. POTENCIA INSTALADA DEL DPTO. LIBERTAD 2004 (MW)
Departamento
La libertad
Mercado eléctrico
Hidráulica
9.84
(13%)
Térmica
62.91
(86%)
Eólica
0.25
(0%)
Uso propio
total
73
(41%)
Hidráulica
4.09
(4%
Térmica
99.07
(96%
Total por origen
Total
103.16
(59%
Hidráulica
13.93
8%
Térmica
161.98
92%
Total por
departament
Eólica
0.25
0.1%
176.16
( 2.9%)
8
5. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA LA LIBERTAD EN EL 2004 (GW-H)
Departamento
La libertad
Mercado eléctrico
Hidráulica
31.37
(53%)
Térmica
27.86
(47%)
Eólica
0.44
(1%)
Uso propio
total
59.67
(27%)
Hidráulica
7.63
5%)
Térmica
156.17
(95%
Total por origen
Total
163.8
73%
Calculo del factor de utilización de Planta en La Libertad-2004:

 prod
prod
 100....;..
(223.47x1000) Mw  h
x100
(365x24)h.x(176.16) Mw
  14.482.%

Calculo del factor de utilización de Planta en Lima:

 prod
prod
 100....;..
(4774.6 x1000) Mw  h
x100
(365x 24)h.x(1506.06) Mw
  36.190.%

Hidráulica
39.0
17%
Térmica
184.03
83%
Total por
departamento
Eólica
0.44
0%
223.47
(0.92%)
9
Déficit de Energía en La Libertad -2004:
Existió un déficit de 150.65 MW que es equivalente al 85.518.% del total de la potencia
Instalada existente en la Libertad.
5. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A NIVEL NACIONAL 2004
La producción de energía eléctrica en el 2004 alcanzó los 24 267 GW-h, habiéndose
Incrementado en 6 % respecto al año 2003. Según el tipo de servicio, la producción para el
mercado eléctrico fue 22 620 GW-h (93%) y 1 647 GW-h (7 %) para uso propio.
Producción de energía de origen hidráulico
La producción de energía eléctrica de origen hidráulico en el año 2004 fue 17 525 GW-H que
representó el 72% del total de energía producida en el país. La central hidroeléctrica
Santiago Antúnez de Mayolo fue la de mayor contribución al mercado eléctrico con 5 349
GW-h. Las empresas con mayor producción de energía de origen hidráulico, fueron:
Electro Perú con 40% y EDEGEL S.A.A. con 25%; ambos índices respecto a la producción
total para el mercado eléctrico.
Producción de energía de origen térmico
La producción de energía eléctrica de origen térmico en el año 2004 fue de 6 740 GW-h, que
representó el 28% del total de energía producida en el país. Las centrales térmicas de mayor
contribución para el mercado eléctrico son: C.T. Ilo 2 (859 GW-h), C.T. Aguaytía
(835 GW-h), C.T. Ilo 1 (539 GW-h) y C.T. Malacas (395 GW-h). Las empresas con mayor
Producción de energía eléctrica de origen térmico para el mercado eléctrico son Energía del
Sur S.A. (30%) y Termo selva S.R.L. (20%).
ESTADÍSTICA ELÉCTRICA
Mercado Intergeneradores
De acuerdo a la información brindada por el COES, la empresa Edegel S.A.A. realizó la
mayor entrega neta de energía eléctrica con 869 GW.h, seguido de Etevensa S.A. con 605
GW.h. Por otro lado, la empresa que realizó el mayor retiro neto de energía fue Shougesa
S.A.A. con 378 GW.h, seguido de Electroperú con 340 GW-h.
Recursos Energéticos para la generación de energía eléctrica
Hidrología
El recurso hídrico utilizado para generar energía eléctrica, estuvo disponible en mayor medida
en los embalses de la zona centro norte y zona sur del país. Entre los más importantes se tiene:
en la zona centro norte, el lago Junín que alcanzó un volumen útil máximo de 252,0 millones
de m3 de agua, registrado en el mes de abril; y por otro lado en la zona sur, la laguna Aricota
registró un volumen máximo de 227,6 millones de m3 de agua, registrado en el mes de
febrero.
El volumen máximo de los embalses registrados en la región centro norte del país alcanzó en
el mes de abril 577,1 millones de m3, y en la región sur el volumen máximo de los embalses
fue de 595,3 millones de m3 registrado en ese mismo mes.
10
CENTRALES TERMICAS
Tipo de combustibles usados en las centrales térmicas
Entre los combustibles líquidos utilizados en las centrales térmicas durante el año 2004, están
el Diesel 2 (109,7 millones de galones), luego el Residual 500 (48,3 millones de galones) y
Residual 6 (41,4 millones de galones). El consumo de Gas natural alcanzó los 735 millones de
metros cúbicos, que representa un incremento importante de 67% respecto al 2003; asimismo,
el uso del Bagazo fue de 689 miles de toneladas menor en 33% al registrado el año anterior.
En cambio, el consumo de Carbón fue 359 miles de toneladas, mayor en 19% al registrado el
año 2003.
EXTRACCION DE CARBON REQUIERE DE MAS INVERSION
Revisado de " Mineria y Petróleo, 14/01/2004 " PERÚ
El potencial de carbón antracita (carbón de piedra) en La Libertad es enorme y el recurso
podría extraerse por 400 años consecutivos. El problema es que pese a que es un carbón de
primera calidad, los volúmenes de producción no alcanzan para abastecer el mercado local.
Actualmente, la producción anual bordea las 50 mil toneladas.
Según el empresario José López de Castilla, quien extrae 5 mil toneladas mensuales de las
minas de Huaranchal (Otuzco) y abastece de este producto a Aceros Arequipa, SiderPerú,
entre otras productoras de acero del país, el principal impedimento para que pueda
desarrollarse este sector, es el difícil acceso a los yacimientos como Usquil, Huaranchal
(Otuzco), Huamachuco, Santiago de Chuco y otras de la sierra liberteña.
Ello encarece los costos y de eso se aprovecha la competencia (Colombia, Rusia y China) que
11
ofrecen precios más bajos pese a contar con un producto de menor calidad. "Podríamos
abastecer al mercado interno con 100.000 toneladas mensuales, pero no hay buenas carreteras,
lo que desanima a los empresarios mineros a invertir", apuntó.
López de Castilla manifiesta que estamos desperdiciando un gran potencial, además de que
este recurso es un generador de empleo y proporcionaría recursos para La Libertad.
Invocó a las autoridades regionales, congresistas y sobre todo del Ministerio de Transportes,
que realicen trabajos de mejoramiento y ensanchamiento de las carreteras a los yacimientos
existentes en La Libertad para que se pueda extraer el carbón que abastezca el mercado
Antecedentes del carbón en Perú
CARBÓN ANTRACITA
Introducción
El Perú alberga un considerable potencial de carbón cuyo aprovechamiento ofrece
interesantes y variadas oportunidades para los inversionistas.
Las mejores posibilidades presenta la explotación e industrialización de la antracita de los
Andes Nor-occidentales. La costa Norte del Perú, próxima a los yacimientos, se está
industrializando y necesita el carbón como materia prima y/o como fuente de energía.
El potencial de las antracitas en la Sierra Norte tiene el orden de cientos de millones de
toneladas.
Una gran parte de la antracita tiene un alto poder calorífico y puede utilizarse para fines
especiales e inclusive exportarse.
Dicho potencial se aprovecha de manera muy limitado. Según el Ministerio de Energía y
Minas el Perú produjo últimamente unas 31,000 TM/año de antracita no sobrepasando la
extracción anual a 81,000 TM.
Actualmente las explotaciones de antracita en el Perú son muy pequeñas y primitivas, el
transporte es muy caro, la producción es heterogénea y el suministro inseguro.
La mayor parte de la antracita extraída se utiliza sin lavado como combustible barato en las
ladrilleras y sólo una pequeña fracción en las industrias.
No habiendo suministro adecuado no se ha desarrollado el mercado para los carbones
nacionales.
El pre-requisito para el uso racional de la antracita es la preparación, que en condiciones
peruanas consistiría en la homogenización, división según las granulometrías y lavado. Este
trabajo es realizado normalmente por los productores, pero lo pueden hacer también los
usuarios o los revendedores.
Durante la preparación conviene separar los trozos gruesos, que tienen un precio mejor. El
carbón de mejor calidad se puede exportar siempre y cuando se cuente con un lote
suficientemente grande para alquilar un barco.
El lavado es especialmente importante para el beneficio de la fracción fina o "cisco" que
constituye una gran parte de la antracita extraída de la mina.
Actualmente el "cisco" no se lava y en consecuencia el contenido de material no combustible
es alto lo que reduce su valor.
12
Las lutitas finas en el cisco, tienen una temperatura de fusión más baja que las cenizas del
carbón y originan su aglomeración. Esto reduce el rango de temperaturas en el cual pueden
trabajar los hornos a antracita que evacuan las cenizas en forma de polvo, que de todas
maneras es pequeño.
Por la antracita preparada podrían interesarse varias industrias. Muy importante es en algunos
casos su poder reductor.
La siderúrgica de Chimbote tiene una planta experimental para utilizar la antracita en la
reducción directa de los pellets de óxidos de hierro provenientes de Marcona, existiendo
proyectos de su ampliación.
En el pasado se utilizó la antracita peruana para fabricar filtros, moldes y electrodos. Las
industrias que utilizan en su proceso el calor o vapor, podrían interesarse en la antracita como
combustible siempre y cuando los precios de la energía contenida, sean competitivos.
La antracita podría sustituir, algunos combustibles que podrían ser usados de manera más
conveniente. La sustitución de bagazo de caña por la antracita en los ingenios, permitiría
utilizar éste como materia prima para la fabricación de cartón.
El gas producido a partir de antracita peruana ya fue utilizado exitosamente en la siderúrgica,
y podría prepararse como combustible para la venta a los usuarios en algunas ciudades
industriales, como por ejemplo Chimbote.
La producción de briquetas del carbón para cocinas domésticas fue estudiada exhaustivamente
por la Pontificia Universidad Católica del Perú.
Para que la antracita pueda competir como combustible con el petróleo y sus derivados, el
precio de su energía debe ser por lo menos en 30% más bajo. Esto se debe al más fácil manejo
de los combustibles líquidos que genera grandes ahorros.
El pre-requisito para la baja de los precios de la energía es la reducción de los costos de la
producción y transporte de la antracita. Para bajar estos costos las operaciones mineras
deberían ser más grandes para hacer economías de escala.
El transporte, que en la Sierra norte es muy caro, debe ser de preferencia, masivo. En los
valles más anchos se podría poner las líneas de ferrocarril y donde esto no es posible, mejorar
las carreteras.
Los finos del carbón, donde hay suficiente agua podrían ser llevados por carboductos y los
gruesos, a través de los tramos difíciles, por fajas transportadoras. Donde el costo del
transporte del carbón, a pesar de las mejoras, resultaría prohibitivo, la energía contenida en la
antracita debe ser convertida en la eléctrica y enviada por cable a los lugares de consumo.
La conversión en energía eléctrica es especialmente recomendable para las fracciones finas
cuyo valor unitario no permite un transporte caro.
El déficit de energía eléctrica en el Norte peruano tiene en este momento el orden de
magnitud de cientos de megawatios y está rápidamente creciendo.
Para cubrir este déficit se han preparado varios anteproyectos de centrales carboeléctricas
basados en las antracitas de las cuencas de Chicama y Santa, cuyos yacimientos son más
accesibles y mejor conocidos.
La energía producida por estas centrales, alimentaría el sistema nacional interconectado, cuya
línea de transmisión se extiende a lo largo de toda la costa del Norte del Perú. Algunos de
estos proyectos alcanzaron el nivel de factibilidad pero no se concretizaron ya que el gobierno
y las empresas paraestatales que los han preparado, no tenían el capital suficiente, para su
implementación.
13
Según la nueva Ley de Electricidad, los proyectos carboeléctricos podrán ser desarrollados
por empresas particulares que tendrán la opción de utilizar, pagando los derechos
correspondientes, el sistema nacional interconectado para la transmisión de la energía.
Los precios de la energía establecerán de mutuo acuerdo los productores y usuarios sin
intervención del gobierno.
En los Andes nororientales, al parecer, existen depósitos de hulla que el Perú necesita e
importa de Colombia para la industria de cemento y metalúrgica. El reconocimiento del
depósito de Oyón en el departamento de Lima por SIDERPERU con ayuda de la consultora
polaca KOPEX determinaron relativamente pequeñas reservas de carbón (22’000,000) muy
heterogéneo de las cuales la mitad son hullas metacoquificables que para producir coque
necesitan ser mezclados con otros tipos de carbón. Dichas reservas no son suficientes para
abrir una coquería. Por otro lado el depósito de Oyón es muy perturbado tectónicamente y su
explotación será difícil en gran escala.
Lar-carbón importa 240,000 TM anuales de hullas sub-bituminosas, con 35% a 38% de
materias volátiles y con los máximos de 10% de la humedad y 10% de cenizas, que utilizan
principalmente Cemento Lima y Cemento Andino.
Cemento Norte de Pacasmayo trae por su lado 80,000 TM anuales de hullas con
características similares.
CENTROMIN utiliza 50,000 TM/año de hullas bituminosas coquificables y Aceros Arequipa
S.A. unos 25,000 TM/año.
Todavía se ignora cual será política de ACERCO que adquirió la siderúrgica de Chimbote.
Dicha siderúrgica tiene un alto horno para el cual el anterior dueño: SIDERPERU importaba
coque extranjero.
Antracita
La antracita es el mejor de los carbones, muy poco contaminante y de alto poder calorífico. Es
el carbón de mejor calidad, procede de la transformación de la hulla.
Carbón duro que tiene el mayor contenido de carbono fijo y el menor en materia volátil de los
cuatro tipos. Contiene aproximadamente un 87,1 % de carbono, un 9,3 % de cenizas y un 3,6
% de material volátil. Tiene un color negro brillante de estructura cristalina.
Se utiliza sobre todo como combustible y como fuente de carbono industrial. Aunque se
inflama con más diferencia que otros carbones, libera una gran cantidad de energía al
quemarse y desprende poco humo y hollín.
Actualmente en La Libertad sólo dos empresas están encargadas extracción del carbón
antracita:
1. CEMENTOS PACASMAYO S.A.A. que extrae el carbón del distrito de Cascas en la
provincia Gran Chimú.
2. SMRL. LOMA LARGA que extrae el carbón del distrito de Huaranchal en la
provincia Otuzco.
14
Poder calorífico del carbón antracita:
Combustible
Acetileno
kcal/kg
11.600 kcal/kg
Propano
Gasolina
Butano
11.000 kcal/kg
Gasoil
10.200 kcal/kg
Fuel-oil
9.600 kcal/kg
Antracita
8.300 kcal/kg
Coque
7.800 Kcal.
Alcohol de 95º 6.740 kcal/kg
Lignito
4.800 kcal/kg
Turba
4.700 kcal/kg
Hulla
4.000 kcal/kg
CICLO COMBINADO DE GASIFICACIÓN INTEGRADA:
CENTRALES TÉRMICAS DE CARBÓN MÁS ECOLÓGICAS PARA EL
SUMINISTRO ENERGÉTICO DEL FUTURO
Asunto:
En Puertollano (España), ha entrado en funcionamiento la que es en la actualidad la mayor
central de ciclo combinado de gasificación integrada (CCGI) del mundo.
Esta central es solamente uno de los diversos proyectos en curso en los EE.UU., Europa y
Japón.
Relevancia:
Para que las centrales térmicas contribuyan al suministro de electricidad en el futuro deben
cumplir no solamente con las exigencias económicas sino también con las relativas al medio
ambiente.
Las centrales térmicas de carbón existentes presentan desventajas significativas en
comparación con sus competidoras.
Los nuevos desarrollos en la tecnología del carbón tales como las centrales de CCGI ofrecen
una oportunidad para continuar con el uso del carbón en la producción de energía eléctrica,
con menor perjuicio para el medio ambiente.
El valor estratégico de estas tecnologías puede ser especialmente relevante con vistas a
posibles planes de ejecución conjunta con países en vías de desarrollo para conseguir la
reducción de la emisión de gases de efecto invernadero.
Introducción
Tradicionalmente, el carbón se usaba en casi todos los sectores, como el consumo doméstico,
la industria y la producción de energía eléctrica. La electrificación progresiva de la sociedad
restringió su potencial dentro del sector de consumo doméstico pero le confirió un peso
específico significativo en el sector de las centrales térmicas de carbón. Sin embargo, en los
15
últimos años ha crecido la preocupación por los problemas medioambientales, lo que provoca
presiones para restringir el uso del carbón. El carbón presenta serias desventajas que tienden a
penalizar a priori su uso como fuente primaria de energía. En primer lugar, es más difícil
quemar carbón que quemar petróleo o gas natural, ya que la manipulación y el
almacenamiento de un combustible sólido ofrecen dificultades. Además, la combustión
también produce residuos sólidos que es preciso retirar y tratar. La combustión del carbón
produce con frecuencia compuestos químicos, como óxidos de azufre y de nitrógeno, que
provocan notables daños en el medio ambiente a través de la acidificación de la lluvia. Por
último, y no menos importante, es bien conocido que el carbón constituye el combustible fósil
más intensivo en carbono: la combustión del carbón produce aproximadamente 100 TmCO2
/TJ mientras que la combustión del gas natural produce 54 TmCO2 /TJ.
A pesar de estas desventajas, el carbón seguirá utilizándose en el futuro porque es
relativamente barato y de amplia disponibilidad. Las reservas mundiales de carbón registradas
en la actualidad pueden superar las 1.200 x 109 TmEC (toneladas equivalentes de carbón),
pero si se consideran los recursos conocidos que puedan explotarse en el futuro la estimación
asciende a 5.000 x 109 TmEC, es decir, el quíntuple de las reservas registradas actualmente,
en términos de contenido de energía. El nivel de reservas comprobado garantiza el nivel de
consumo actual durante más de dos siglos.
Los nuevos desarrollos en tecnología del carbón ofrecen la posibilidad de continuar utilizando
el carbón para la producción de energía eléctrica de un modo menos perjudicial para el medio
ambiente, superando sus inconvenientes actuales. Una de las opciones más importantes es la
utilización de centrales térmicas de ciclo combinado de gasificación integrada (CCGI). La
idea de la gasificación del carbón no es nueva, pero sí es relativamente nuevo el diseño de una
central combinada donde se obtiene, a partir del carbón, un sustituto del gas natural, que se
quema después en un esquema de ciclo combinado, produciendo electricidad. Remontando a
la central pionera alemana de Lünen (1969) se ha comprobado que el CCGI constituye una
buena solución tecnológica para producir energía eléctrica a partir del carbón, con alto
rendimiento y escasas emisiones contaminantes. El alto coste asociado a este esquema de
conversión congeló su desarrollo hasta que las preocupaciones ecológicas y, en especial, las
presiones para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de las centrales térmicas
reavivaron el interés por esta tecnología.
Centrales térmicas de ciclo combinado de gasificación integrada (CCGI) del carbón
La figura inferior muestra el diagrama de flujo de una central térmica de CCGI. El carbón (o
posiblemente una mezcla combustible) se gasifica a presión en el gasificador. El gas
combustible generado se purifica y se lleva a la turbina de gas que acciona el primer
alternador. Los gases de combustión calientes de la turbina de gas se utilizan para producir el
vapor en un generador de vapor. El vapor impulsa la turbina que produce el 30-40% restante
de la potencia eléctrica total.
La tecnología de CCGI
Esta tecnología aprovecha las ventajas de rendimiento termodinámico que ofrece la
combinación de dos ciclos, uno de turbina de gas y otro de turbina de vapor (Ver Figura 1).
Para aplicar este esquema, actualmente de uso muy extendido en las centrales térmicas de gas
natural, es preciso gasificar el carbón antes de la combustión en la turbina de gas. El beneficio
16
para el medio ambiente que se deriva de este esquema se basa en que el gas producido puede
purificarse antes de su combustión. En comparación con el tratamiento de los gases de
combustión, ofrece la ventaja de que se tratará una cantidad mucho menor de gases y además,
la composición de los gases del carbón es tal que permite una purificación más fácil. Además,
puede gasificarse combustible de baja calidad y después de purificar el gas obtenido, éste se
puede utilizar para la producción de electricidad. El proceso de purificación se puede ampliar
y permite eliminar el dióxido de carbono de las emisiones. Así pues, esta tecnología se
propone como base para centrales térmicas de carbón de baja emisión de CO2 , con captura de
CO2 .
La combinación de turbinas de gas y de vapor en la misma central térmica, así como la
gasificación del carbón, son tecnologías probadas. Sin embargo, la integración del gasificador
en una central térmica plantea exigencias adicionales. Para que los gases del carbón se
quemen eficientemente en la turbina de gas es necesario un valor calorífico mínimo. Se deben
seleccionar los procesos adecuados de gasificación, y la integración y optimización de todos
los procesos tienen una importancia fundamental para la eficiencia global.
La purificación de los gases del carbón constituye otra cuestión crítica.
Estado actual de la tecnología
Estamos asistiendo en la actualidad a una expansión de la tecnología de CCGI: unos 87
proyectos de CCGI se encuentran en fase de construcción, planificación o evaluación, y se
espera que entre los años 1996 y 2000 estén en funcionamiento 10 centrales térmicas con una
capacidad instalada que oscile entre 60 y 500 MW.
Las centrales construidas hasta ahora han pretendido demostrar la viabilidad de la tecnología
y ensayar la utilización del gasificador y de las tecnologías de purificación. No representan
sistemas totalmente optimizados e integrados. Después de una demostración satisfactoria, la
tecnología podrá comercializarse. La central ELCOGAS de Puertollano es una "joint venture"
de varias empresas eléctricas y fabricantes europeos y está construida a escala totalmente
comercial (330 MW).
La central, que gasificará una mezcla de coque y carbón local de baja calidad, operará con un
rendimiento aproximado del 45%. Sin embargo, no incluirá los desarrollos tecnológicos más
recientes. Se estima que un esquema optimizado, que aplique la tecnología más reciente,
puede alcanzar probablemente un rendimiento de casi el 50%, que es considerablemente
mayor que el de otras tecnologías del carbón en uso.
Considerando la expansión de las centrales térmicas de CCGI en el mundo (como se refiere en
[Pruschek 1995]), la conclusión inmediata es que esta tecnología está experimentando un auge
espectacular. Sin embargo, este fenómeno debe considerarse teniendo en cuenta dos factores.
La primera cuestión básica es el destino del carbón como combustible fundamental para las
centrales térmicas. Aquí entran en juego no sólo el coste de combustible y de capital, sino
también otros aspectos relacionados con problemas medioambientales y estratégicos, como la
necesidad de limitar las emisiones de CO2 en el futuro, el potencial del carbón para garantizar
la seguridad del suministro, la situación política de los países proveedores de combustibles
fósiles, etc.
17
El segundo factor se relaciona con el papel que puede desempeñar el CCGI con respecto a
otras tecnologías limpias del carbón (TLC) avanzadas, aparte del aspecto de la competencia
entre combustibles.
Aunque la posición relativa del CCGI respecto a otras tecnologías limpias del carbón se puede
considerar prometedora, parece que con la estructura actual de precios de los combustibles
fósiles y los costes de la instalación tecnológica, el CCGI (y en general las TLC) está
condenado a quedar fuera del mercado excepto para fines de demostración. El coste actual de
la tecnología es muy alto (alrededor de 2.800$/kW instalado en el proyecto ELCOGAS).
No obstante, dado que esta central térmica es la primera de su clase, la inversión necesaria
para las centrales de CCGI tendrá que disminuir. Sin embargo, es difícil predecir la dirección
futura de los costes de capital.
El mercado de la electricidad, cada vez más competitivo, está aumentando la presión para
obtener una producción eléctrica cada vez más barata. Así, a menos que tengan lugar
importantes mejoras en la estructura de costes de capital del CCGI, para que esta tecnología
sea plenamente competitiva se requiere previamente que se produzcan aumentos
significativos en los precios del gas natural. También debe observarse que un incremento del
precio medio de los combustibles fósiles podría dar lugar a que algunas de las recientes
tecnologías de energías renovables (ER) alcancen el nivel de viabilidad económica, con
menos problemas medioambientales y menor coste de combustibles y de funcionamiento.
Esto no significa necesariamente que el CCGI pueda entablar una competencia directa con las
ER en estas circunstancias ya que la disponibilidad espacio-temporal de las ER será todavía,
probablemente, el principal factor limitante para su uso en el futuro. Por ello, es más probable
que tenga lugar un proceso de especialización, con centrales térmicas de carbón que
suministren electricidad en horas-valle, dejando la parte de las horas-punta a las ER
competitivas (si se dispone de ellas).
La gasificación del Carbón
Gasificación es un proceso de manufactura, que convierte el carbón, en un gas limpio que
puede ser utilizado como combustible para generar electricidad o como materia prima básica
para productos químicos, producción de fertilizantes, o producción de combustibles.
El proceso consiste en alimentar de carbón en un recipiente a alta presión y temperatura,
donde reacciona en condiciones controladas con vapor y con oxígeno. En el proceso el carbón
se convierte en un gas, llamado gas de síntesis, al cual se le extrae el azufre y otras impurezas.
Como residuo quedan unas cenizas vitrificadas, que pueden ser empleadas en la industria de
la construcción.
En el caso del gas natural el proceso se inicia a partir del momento en que el carón es
gasificado, por lo que el proceso es más económico.
El proceso consiste en pasar vapor de agua y oxigeno a traves de coke a altas temperaturas y
presiones, como resultado se obtiene monoxido de carbono e hidrogeno, que luego se
convierten en combustibles líquidos. Como residuos del proceso, se obtienen azufre y CO2.
18
Para el gas natural para pasar a gas de síntesis (Syngas) se convierte el gas natural en
monóxido de carbono e hidrogeno por oxidación parcial o por reforming.
Estas plantas tienen la ventaja adicional, que podrían servir en el futuro de ser necesario como
fuentes para producir hidrogeno, para ser empleado en celdas de combustible, o como
combustible.
La gasificación difiere de la combustión convencional del carbón, en el hecho de que en la
primera, las impurezas del carbón que pueden polucionar, se remueven antes de la
combustión. Solo gas limpio, comparable al gas natural, es quemado. Igual cosa puede decirse
de los combustibles líquidos producidos, que son de alta calidad.
Desarrollos Comerciales
Sasol ha desarrollado una tecnología propia para la gasificación del carbón. El relativo alto
porcentaje de contenido de metano del proceso Sasol-Lurgi, permite que la empresa
suministre mas de 29 millones de megajulios equivalentes de gas combustible rico en metano,
para 700 clientes industriales, en una red de gasoductos en Sudáfrica que tiene mas de 1,400
kilómetros.
A partir del carbón, esta empresa produce, amoniaco, y fenoles, como subproductos de la
gasificación. También produce alquitranes, que son convertidos en productos como creosotas
y desinfectantes. Otros subproductos son antracita calcinada y carburos.
Otra utilización industrial de la gasificación del carbón, es la producción de metanol a partir
del carbón gasificado.
Desarrollo actual en el mundo
Actualmente existen 160 proyectos de gasificación en todo el mundo, que incluyen alrededor
de 410 gasificadores, con una producción combinada de gas de síntesis de 60,000 MWth, lo
que permitiría generar en ciclo combinado alrededor de 33,000 MWe
En la actualidad, a finales del año 2000, existían en el mundo 89 proyectos de producción de
químicos a partir del carbón, que producen alrededor de 18,000 MWth.
Químicos. Producción de Anhídrido acético a partir de carbón. La fabricación de productos
químicos a partir de carbón.
Gas de carbón para electricidad. Aplicación
Otra muestra de la utilización de gas a partir de carbón, son los proyectos de generación
eléctrica con gas de carbón.
Nuevos factores están contribuyendo al crecimiento de la generación con gas de carbón, estos
están relacionados con avances en la tecnología de la gasificación, la mejora en la eficiencia
de las turbinas a gas, la flexibilidad de cambiar de combustible, permitiendo el uso de
materias primas de diferentes calidades, permitiendo así bajar los precios. Este crecimiento, se
suma al ya importante papel del gas de síntesis en la industria química.
19
Existe un proyecto bien conocido en USA, se trata del proyecto de repotenciación y
gasificación de carbón del Wabash River. Este es un proyecto de 260 MW, de ciclo
combinado a partir de gasificación de carbón. La inversión total de dicho proyecto,
incluyendo costos operacionales durante cuatro años, ascendió a US$438M. Esta cifra es alta
por ser un prototipo, a escala comercial, sería menos costoso.
En estos proyectos, el costo de la inversión oscila entre 850 y 1500 dólares por kilovatio
instalado.
Para el proyecto de Wabash River, la tecnología empleada fue la E-GASTM, de dos etapas.
La composición del gas de sintesis producido, en este tipo de procedimiento es la siguiente:
•
•
•
•
•
•
•
N2 ............
Argón .......
CO2 .........
CO ..........
H2 ...........
CH4 .........
S2
1,9%
0,6%
15,8%
45,3%
34,4%
1,9%
68 ppm
Este gas es relativamente pobre en poder calorífico, 277 Mbtu/Kpc (PCS).
Los sistemas de generación de electricidad y de productos químicos, pueden ser integrados en
complejos industriales, donde las diferentes actividades se complementen.
Gasificación en lecho fluidizado:
Debido al flujo de mezcla perfecta del sólido, no se forman gradientes de temperatura. La
pirólisis en un lecho fluidizado se efectúa a una velocidad de calentamiento alta lo que
disminuye la producción de alquitrán. Asimismo, la isotermicidad del lecho fluidizado
permite un mayor control de temperatura.
Son más adecuados para capacidades importantes (superior a 600 kg biomasa/h). Los sólidos
a procesar deben ser de tamaño inferior a 1 cm y su contenido en humedad inferior también al
50%.
Cuando la gasificación esta integrada en un ciclo combinado, el residuo sólido se transforma
en gases combustibles de bajo-medio poder calorífico que son los que posteriormente se
queman en un motor de combustión interna, generador de vapor o turbina generándose
energía.
Está científicamente comprobado que el rendimiento energético de la combustión de gases
puede ser en torno a un 10-15% superior al obtenido en la combustión de un sólido. Por otro
lado, desde el punto de vista medioambiental, la gasificación es también una tecnología más
limpia, ya que al llevarse a cabo en condiciones menos oxidantes, la producción de
contaminantes tales como, NOx y SOx es menor.
En cuanto a la posible generación de dioxinas y furanos hay que indicar que debido al mayor
rendimiento obtenido en la combustión de gases cabría esperar una reducción en el nivel de
dioxinas en el supuesto de que se generasen durante la transformación del residuo sólido en
gases.
20
Se ha demostrado que las dioxinas se destruyen a temperaturas superiores a 850 ºC, de modo
que se quemarían en el motor de gas donde el rendimiento de combustión es muy alto,
ocurriendo lo mismo con cualquier compuesto fenólico originado durante la transformación
del sólido en gas que pudiera ser susceptible de formar dioxinas o furanos a temperaturas
menores mediante el proceso de la síntesis Novo.
1. - Infraestructura Eléctrica en la Región La Libertad
De acuerdo al Plan concertado de desarrollo de La Libertad, en 1999 el 49% (155, 861
viviendas) de hogares de La Libertad tenían energía eléctrica:


Área urbana: 85% de los hogares urbanos.
Área rural sólo un 18% de los hogares.
El déficit de energía eléctrica en el Norte peruano tiene en este momento el orden de 200
megavatios y está rápidamente creciendo la demanda de la actividad minera de la sierra
central y oriental de la Región.
Según la nueva Ley de Electricidad, los proyectos carboeléctricos podrán ser desarrollados por
empresas particulares que tendrán la opción de utilizar, pagando los derechos correspondientes,
el sistema nacional interconectado para la transmisión de la energía. Los precios de la energía
establecerán de mutuo acuerdo los productores y usuarios sin intervención del gobierno.
Las principales demandas energéticas, de las actividades industriales y agroindustriales
localizadas en el litoral son atendidas aceptablemente por el Sistema Interconectado Nacional
a excepción de las empresas azucareras Casa Grande, Laredo y Cartavio que son auto
productoras
La sierra oriental de la Región que comprende a la provincia de Pataz es atendida por una
central hidroeléctrica y dos centrales térmicas de pequeña capacidad, con altos costos
operativos.
En generación de energía, la Región La Libertad depende del Sistema Interconectado
Nacional, no obstante disponer de potencial energético, que le permitirá incrementar la
capacidad de generación al Sistema Interconectado y aseguraría su auto abastecimiento.
2. - Reservas de carbón antracita del Alto Chicama – la Libertad
La Explotación Carbonífera del Alto Chicama, que permitiría aprovechar las reservas de
250 millones de TM de carbón antracita, de reservas probadas y con elevado poder calorífico,
apto para su explotación con fines energéticos, para su utilización en la generación de energía
eléctrica, a través de una Central Carbonífera.
Según las normas ASTM la antracita es un carbón de alto rango, con un poder calorífico
mayor a 6.390 Kcal/Kg (26.748 kJ/kg). Para el caso de la antracita del alto Chicama, se tiene
los valores de la tabla nr. 1:
Tabla nr. 1: Cuadro comparativo del Poder calorífico Inferior de carbones
21
PODER CALORIFICO DE CARBONES
PARTICIPACION MASICA
Elemento
%
Costo Antracita*:
LIGNITO ANTRACITA USA$/TM
55
1 Carbón
45.00%
78.00% USA$/Kg
0.0550
2 Hidrógeno
5.00%
6.20% NS/Kg
0.17875
3 Azufre
2.00%
0.60% * Puesto en Europa
4 Oxígeno
3.00%
2.00%
5 Agua
15.00%
3.20%
6 Nitrógeno
20.00%
3.10%
7 Cenizas
10.00%
6.90%
100.00%
RESULTADOS
1 Total %
100.00%
100.00%
PCI kCal/kg
4,790.00
7,915.00
20,050.94
33,132.19
2 PCI kJ/kg
PCS kCal/kg
5,150.00
8,275.00
21,557.90
34,639.15
3 PCS kJ/kg
Tabla nr. 2: Reservas probadas y probables de carbón antracita del Alto Chicama – La
Libertad
Yacimientos
Reservas Probadas
Reservas Probables
Alto Chicama
(millones TM)
(millones TM)
250
250
Fuente: Aceros Arequipa
3. - CENTRAL TERMOELECTRICA DE CARBÓN GASIFICADO DEL ALTO
CHICAMA
La costa norte del Perú, cercana a los yacimientos carboníferos, se está industrializando y
requiere el carbón como materia prima y/o como fuente de energía, también utilizable para
exportación. Según el Ministerio de Energía y Minas la extracción anual de antracita en el
Perú no es mayor a 81,000 TM.
Las explotaciones de antracita en el Perú son muy pequeñas y primitivas, el transporte es
muy caro, la producción es heterogénea y el suministro inseguro. Se plantea la instalación de
una central de generación de EE con gas de síntesis, a partir de la gasificación de la antracita,
en ciclo con recuperación de calor
La última generación de centrales térmicas son las GICC, Gasificación de Carbón Integrada
en Ciclo Combinado, que parten de una tecnología con la que se consiguen gases
combustibles a partir de la gasificación del carbón con una inyección de oxígeno. El gas
combustible obtenido se depura y pasa a una turbina con gas en cuyo alternador asociado se
produce energía eléctrica, como en el ciclo de una térmica convencional. Para la central del
Alto Chicama se recomienda una del tipo con ciclo de recuperación del calor, para reducir los
costos de inversión, de mantenimiento de Planta y de operación.
La energía producida por estas centrales, alimentaría el sistema nacional interconectado, cuya
línea de transmisión se extiende a lo largo de toda la costa del Norte del Perú. Las ventajas
22
medioambientales que ofrecen estas centrales se fundamentan en los bajos valores de emisión
de óxidos de azufre y otras partículas. En Europa, a finales de la década de los noventa,
existían cinco plantas GICC. La potencia media de estas centrales es de 300 MW, muy inferior
aún a la de una térmica convencional. No se ha considerado esta variante por ser más compleja,
de mayor inversión y mayores costos operativos., pero puede analizarse como una alternativa a
futuro.
3.1. - Preparación de la antracita
Para el uso eficiente de la antracita esta debe ser preparada, que consiste en la homogenización,
división según las granulometrías y lavado. En el pasado se utilizó la antracita peruana para
fabricar filtros, moldes y electrodos.
La antracita podría sustituir algunos combustibles que podrían ser usados de manera más
conveniente, como el caso el bagazo de caña en los ingenios azucareros, permitiría utilizarlo
como materia prima para fabricar cartón.
Tabla nr. 3: Comparativo de Poder calorífico de algunos combustibles
Combustible
Poder Calorífico Superior
Valor
Unidad
Carbón
25.5 MJ/kg
Gas de Gasificación 15.7 MJ/Nm3
Fuel Oil
158 MJ/Galón
Gas Natural
39.5 MJ/Nm3
Kerosene
141.2 MJ/Galón
Eficiencia típica
%
60 – 65
85 – 93
80 – 85
85 – 93
85 – 90
4. - Gasificación del Carbón Antracita
La Gasificación es un proceso térmico en el cual un suministro restringido de comburente,
para el caso Oxígeno, reacciona exotérmicamente con la antracita a altas temperaturas
(alcanza 1000 ºC) convirtiendo la masa de carbón en gas. Se obtiene un gas combustible
medio a alto poder calorífico, H2 (8 - 18 %), CO (18 - 24%), CO2 (14 - 16%), CH4 (30 - 32%),
N2 (10 - 12%), y alquitranes y ceniza. el cual puede ser usado para turbinas de gas.
La gasificación de la antracita es parte de las tecnologías limpias de carbón, más eficientes y
menos costosas que los procesos convencionales. La mayoría altera la estructura básica del
carbón antes de la combustión, durante la misma o después de ella. Con ello reducen las
emisiones de impurezas como azufre y óxido de nitrógeno y aumentan la eficiencia de la
producción energética.
Reacción del carbón con oxígeno y vapor de agua en una atmósferareductora que da lugar a
la formación de CO, H2 y CH4 como gasescombustibles que adecuadamente tratados
accionan un ciclo combinado.
Se trata de instalaciones que requieren una inversión elevada pero tienen un rendimiento
energético, del orden del 45%.
Hasta el 99% del azufre del combustible es posible separar como ácido sulfúrico.
23
4.1. - Fundamentos de la Gasificación del Carbón Antracita
Reacciones que se dan en la zona de reducción química en la gasificación:
a)
b)
c)
d)
e)
C + CO2-------- 2CO + 164,9 KJ/Kmol
C + H2O-------- CO + H2O + 122,6 KJ/Kmol
CO + H2-------- CO + H2O + 42,3 KJ/Kmol
C + 2H2-------- CH4
CO + 3H2------ CH4 + H2O - 205,9 KJ/Kmol
4.2. - Cálculos de Combustión
De acuerdo a una composición media estimada de la antracita del alto Chicama, se tiene:
0.825C+0.032H2 + 0.075S + 0.036H2O + 0.0312N2 + 0.2Z + 0.02O2 
0.738CO +0.026CH4 + 0.032H2O + 0.006SO2 + 0.01H2 + 0.042N2+ 0.042NO2
En la cual Z = contenido de cenizas en el carbón
Tabla nr. 4: Composición de los gases de síntesis en gasificación de la antracita
Componente
Gas
CO
CH4
H2O
SO2
H2
N2
NO2
TOTAL
Masa Molar, Kg/kmol Nr. Moles, kmol
28
16
18
64
2
28
60
0.738
0.026
0.032
0.006
0.01
0.042
0.042
0.896
Masa, kg
20.66
0.416
0.576
0.384
0.02
1.18
2.52
25.756
Participación,
%
80.21
1.62
2.24
1.49
0.08
4.58
9.78
100
Aplicando la ecuación de Dulong, para determinar el PCI del gas obtenido en la gasificación:
PCI = 10728 Kj/m3
4.3. – Cálculos del Ciclo con turbina a gas y recuperación de calor
4.3.1. – Rendimiento térmico del ciclo
Para ciclo con turbina a gas y regeneración de calor:
  1
T2
473
 1
 1  0,40  0,6 ,
T1
1.173
en la cual:
T2 = Temperatura del gas a la entrada a la turbina, ºC
T1 = Temperatura del gas a la salida de la turbina, ºC
24
4.32. – Factor de potencia 
Es la relación entre la potencia desarrollada por la turbina propiamente dicha PT y la potencia
efectiva obtenida en el eje P:  
PT
PT
, en la cual: Pc = Potencia consumida por la

P PT  Pc
compresora de aire
4.3.3. – Consumo específico de aire
.
m aire

, en la cual:
P
.
maire = flujo de aire, kg/h, y
P = potencia desarrollada por la instalación, kW
En el caso de elegir una instalación de turbina con gas  = 1.4,  = 0,6,  = 6,5, se tendrá;
para una potencia útil en el eje del generador de 100.000 kW:
Potencia de la turbina a gas:
PT   * Pu = 1.15*100.000
= 115.000 Kw.
Potencia del compresor de aire:
Pc = 115.000 – 100.000 = 15.000 Kw.
Consumo de aire de la turbina a gas
.
m aire   * PT
= 6.5*115000 = 745.500 kg aire/h
Calor necesario para la instalación:
Pt/ = 115.000*860/0,6 = 164.833,34 kcal/h = 689.992.36 kJ/h

PT
M a * PCIa
PT = Potencia total desarrollada por la turbina a gas, en kw; = 115.000kw
Ma = Consumo de carbón de la instalación, kg/h;
PCIa = Poder calorífico inferior del carbón, en kJ/kg = 33.132,19
Cálculo del consumo de antracita en el gasificador:
25
Ma 
115000
 5,78 Kg/s = 5.78*3600 = 20.808 kg/h
0,6 * 33.132,19
4.3.4. - Eficiencia del Gasificador en Lecho Fluidizado
El desempeño técnico como la viabilidad económica para el uso de un sistema de gasificación
depende de la eficiencia del proceso, la cual se puede establecer mediante la siguiente
relación:
t = Vg x (Hg + dg x Cp x T) / (PCI x Ma)
(1),
En la cual:
t = eficiencia térmica de la gasificación = 0.92
Hg = Valor calorífico del gas (Kj/m3) = 10.728 kJ/m3
Vg = Flujo en volumen de gas (m3/h) =
dg = densidad del gas (Kg/m3) = 0.65
Cp = Calor específico del gas (Kj/Kg K)= 4,10
Ma = Consumo de carbón antracita de alimentación al gasificador (Kg/h) = 20.808
PCI = Poder calorífico inferior del carbón antracita de alimentación al gasificador (KJ/kg) =
33132.19
T = Temperatura del gas en la salida del gasificador – Temperatura del carbón que entra en
el gasificador (ºK)
T = 1.200 – 373 = 927 K
En función del tipo y PCI del carbón, la eficiencia térmica del gasificador puede alcanzar
hasta el 93%
Cantidad de gas de síntesis obtenido de la gasificación de la antracita:
Vg 
0.92* 33132.19* 20808 634261440

 48055.75 m3/h
10728 0.65* 4.1* 927
13198.45
Por lo tanto, la capacidad del gasificador se puede estimar en 50000 m3/h
26
Antracita
Gasificador
Lavado
GAS DE
SINTESIS:
CH4, CO, H2
Filtro
Enfriador
PCI: 25 MJ/m3
Alquitranes y Sólidos carbonosos
O2
Calentamiento
Gas de
evacuación a
la atmósfera
Gas residual
120 ª C
Recuperador
de Calor
Precipitador
elctrostático
Aire
caliente
Cámara de
Combustión
C
Gas de
combustión
Gas
800ª C
residual
300 ª C
T
G
Ingreso de aire
EE
GENERADOR
TRIFASICO
Fig.1: ESQUEMA DE CENTRAL CARBOELECTRICA CON
GASIFICACION DE CARBON Y REGENERACION DEL CALOR
5. - Gasificador de Carbón en Lecho Fluidizado
En este gasificador, se inyecta oxígeno a través de un lecho de partículas sólidas, de tal modo
que su velocidad es suficiente para mantener las partículas en suspensión. Externamente el
lecho es calentado y el material es alimentado al reactor tan pronto como se alcance una
determinada temperatura elevada.
Las partículas de combustible son introducidas por la parte inferior del gasificador, se produce
la mezcla con el material del lecho alcanzando de esta manera la temperatura del lecho. El
combustible se piroliza rápidamente, generándose una mezcla de componentes en su mayor
parte gaseosos. En esta fase de gas se produce una nueva gasificación, así como reacciones de
transformación de los alquitranes.
27
GAS DE SINTESIS
CICLON
SEPARADOR
RECIRCULACION DE
ELEMENTOS FINOS
LECHO FLUIDIZADO
PLACA
DISTRIBUIDORA
EVACUACION
DE
CENIZAS
OXIGENO
Fig. 2: GASIFICADOR DE LECHO FLUIDIZADO
3. Gasificador de lecho fluidizado
El funcionamiento de los gasificadores de tiro directo y de tiro invertido se ve afectado por las
propiedades morfológicas, físicas y químicas del combustible. Los problemas que se
encuentran corrientemente son: la falta de tiro en el depósito, la formación de escoria y la
excesiva caída de presión en el gasificador.
FUNCIONAMIENTO:
Se sopla aire a través de un lecho de partículas sólidas a velocidad suficiente para mantenerlas
en estado de suspensión.
Se comienza por calentar externamente el lecho y el material de alimentación se introduce tan
pronto como se alcanza una temperatura suficientemente elevada. Las partículas del
combustible se introducen por el fondo del reactor, se mezclan muy rápidamente con el
material del lecho y se calientan casi instantáneamente alcanzando la temperatura del lecho.
Como resultado de este tratamiento, el combustible se piroliza muy rápidamente, dando como
resultado una mezcla de componentes, con una cantidad relativamente elevada de materiales
gaseosos. En la fase de gas, se produce una nueva gasificación y reacciones de transformación
de los alquitranes.
La mayoría de los sistemas van equipados con un ciclón interno, a fin de reducir al mínimo el
escape de alquitrán por soplado. Las partículas de ceniza se transportan también por la parte
superior del reactor, debiendo extraerse de la corriente de gas si este se emplea en
aplicaciones para motores.
Ventajas:
Las principales ventajas de los gasificadores de lecho fluidizado, tal como lo indican Van der
Aarsen y otros, proceden de su flexibilidad en cuanto al material de alimentación debida al
fácil control de la temperatura que puede mantenerse por debajo del punto de fusión de las
cenizas (cáscaras de arroz) y a su capacidad de funcionar con materiales blandos y de grano
fino (serrín, etc.) sin necesidad de un proceso previo. Con algunos combustibles de biomasa
28
pueden producirse problemas en cuanto a alimentación, inestabilidad del lecho y entrada de
cenizas volantes en los conductos de gas.
Otros inconvenientes del gasificador de lecho fluidizado están en el contenido bastante alto de
alquitrán del gas producido (hasta 500 mg/m³ de gas), la combustión incompleta del carbono
y lo mal que responde a los cambios de carga.
Debido especialmente al equipo de control necesario para hacer frente a este último
inconveniente, no se prevén gasificadores muy pequeños de lecho fluidizado, debiendo
establecerse su campo de aplicación, en principio, por encima de los 500 kW (potencia en el
eje).
Los gasificadores de lecho fluidizado están actualmente disponibles, con carácter
semicomercial, en varios fabricantes de Europa y EE.UU.
ESQUEMA DE LOS DISTINTOS TIPOS DE COMBUSTIÓN EN LECHO FLUIDO
TURBINA DE GAS FUNCIONANDO EN CICLO SIMPLE
29
Transformación de la energía térmica del combustible en electricidad mediante la
combinación o superposición de dos ciclos:
0Ciclo de Brayton(turbina de gas) y
0Ciclo de Rankine(ciclo agua/vapor)
La expansión de los gases de combustión en la turbina de gas accionará un generador
eléctrico
Los gases de escape de la turbina de gas (550/600º C) van a una caldera de
recuperación de calor para producir vapor cuya expansión en una turbina de vapor
accionará un generador eléctrico
Diversas configuraciones
Rendimiento:  60 %
CENTRAL TÉRMICA DE CICLO COMBINADO
30
CUADRO COMPARATIVO – SEGÚN COMBUSTIBLE UTILIZADO
DE EMISIONES ANUALES PRODUCIDAS EN UNA CENTRAL TIPO
DE 1.000 MWeDE POTENCIA
INCIDENCIAS DE LOS CICLOS COMBINADOS EN EL MEDIO AMBIENTE
1.-Menor necesidad de combustible por KWhproducido Menor cantidad de sustancias
contaminantes emitidas en la atmósfera enparticular el volumen de CO2
2.-Si el combustible es gas natural
SO2 emisiones 760 veces inferior que si se utiliza fuelóleoy 60 si se utiliza gasóleo.
NOx factores de emisión se reducen entre el 30 y el 70%
CO proporcional a la reducción de combustible
CH4 proporcional a la reducción de combustible
31
6. - Evaluación Económica
Consumo específico de antracita en Planta:
20.808 /115.000 = 0.18 kg antracita / kw-h
La antracita europea cuesta 0.20N. S./kg puesto en Planta. Entonces, el precio de venta de la
antracita puede ser (0.4 a 0.45) N. S. /kg, de acuerdo a los costos de inversión y de operación
de las minas y el transporte.
6.1. - Costos de generación de energía eléctrica en Planta:
1
. – Costo del Consumo de Carbón Antracita:
.
Cantidad de antracita consumida anualmente: mt  m h * ha * C ea * Ta ,
.
m h  Flujo horario de antracita, kg/h
ha  Tiempo de operación diaria, Horas/día
Cea  Costo unitario de la antracita, Nuevos Soles / kg.
Ta  Tiempo de operación anual, Días/año
Reemplazando en ( ) se tiene:
18800kg/h*24h/día*0.45N.S./kg*300días/año =
= 60912000 N.S./año = 18.742.153 USA$/año
2
Costo de Mantenimiento de Planta Termoeléctrica:
 Lubricantes:
25000 USA $/año
 Empaquetaduras:
15000 USA $/año
 Repuestos:
150000 USA $/año
 Mano de obra ordinaria:
25000 USA $/año
 Mano de obra extraordinaria:
10000 USA $/año
 Imprevistos:
25000 USA $/año
Total estimado costo de mantenimiento: 250.000 USA $/año
3
Operación:
Sueldos y salarios:
Personal de Dirección: 10 x 36000 = 360000 USA $/año
en la cual:
32
Personal operativo: 15 x 15000 = 225000 USA $/año
Personal administrativo: 10 x 10000 = 100000 USA $/año
Total costo sueldos y salarios: 885.000 USA $/año
4
Insumos directos e indirectos:
Insumos directos:
350000 USA $/año
Insumos Indirectos:
100000 USA $/año
5
Otros:
350.000 USA $/año
Total costos de generación de EE en carboeléctrica: 20.642.153 USA $/año
6.2. - Ingresos brutos por venta de EE en la Central carboeléctrica:

IB  CP * Td * Ta * PEE N .S .

año
Cp = carga promedio de energía eléctrica para venta: 80.000 kw,
Td = Tiempo de operación diaria, 24 horas/día,
Ta = Tiempo de operación anual = 300 días por año (los restantes 65 días se destinarán a
mantenimiento de la central)
Reemplazando en ( ):
80.000kw-h*0,42N.S./Kw-h*24h/día * 300días/año =
= 241.920.000 N. S. /año =74.436.923 USA $/año.
6.3. - Egresos:
Impuestos por ventas de EE

I a  IB * I .G.V . N .S .

año
IB = Ingreso bruto por venta de energía eléctrica, Nuevos Soles/año
I.G.V. = Impuesto General a las Ventas = 19 % del importe de ventas

Reemplazando en ( ) : 241.920.000* 0,19  45.964.800 N .S .
  14.143.015USA$ año
año
33
6.4. - Ingresos netos estimados:
Ingresos netos estimados: Ingresos brutos – Costos operación – Impuestos
= 39.651.755 USA $/año
Costo de la Central carboeléctrica:
Una central eléctrica con gasificador incluido vale unos USA $ 1.200 por kilowatt instalado,
entonces, la inversión necesaria sería de 1.200* 115.000 = 96.000.000 USA $
Tiempo de retorno simple de la inversión:
96.000.000/ 39.651.755 = 2.42 años.
Conclusiones
•
En primer lugar se requiere romper paradigmas, con el fin de poder ver nuevos
horizontes. El potencial de nuestro carbón empleado in-situ, es enorme. El hecho de
emplearlo in-situ, produciendo para el mercado del interior del país, especialmente las
grandes ciudades, ahorra en su totalidad los costos de transporte.
•
Debemos recordar que estamos ad-portas de convertirnos en importadores de petróleo
en pocos años, y al mismo tiempo estamos sentados encima de inmensas reservas de
mineral, que podrían ser convertidos en combustibles líquidos.
Es verdad que se requieren inversiones de cierta magnitud para proyectos de esta
naturaleza, pero no son excepcionalmente altos, y nuestra empresa petrolera puede en
asociación con capital privado llevarlas a cabo, como inversiones rentables.
•
•
El carbón del interior a diferencia del petróleo y el gas, es altamente intensivo en
mano de obra y así, un proyecto de esta naturaleza daría trabajo a un gran número de
mineros.
•
También debe mirarse con atención el potencial de utilizar gas de síntesis en algunas
de las plantas eléctricas de Ciclo Combinado que existen en la actualidad, por cuanto
esto serviría para manejar el problema del suministro de gas natural para consumos
estacionales, y de paso ayudaría a liberar capacidad de transporte atrapada, y haría
innecesarias ampliaciones poco rentables de capacidad adicional de transporte de gas.
•
Teniendo en cuenta las necesidades y los medios de que se dispone, la factibilidad de
construir una planta en nuestro país para gasificar carbón es alta.
•
Como hemos visto, los costos iniciales de inversión son altos, pero no exageradamente
altos con respecto al beneficio obtenido. Pudiéramos pensar que una planta para
producir toda la cuarta parte de la gasolina que el país necesita diariamente, a partir de
carbón, podría costar cerca de los 500 millones de dólares, y a partir de gas natural
unos 350 millones de dólares.
34
•
Las condiciones necesarias para un despegue definitivo de la tecnología de CCGI se
relacionan principalmente con la capacidad de los competidores dentro de la industria
limpia del carbón, pero también con el precio de otros combustibles fósiles (en
particular, el gas natural) y con el efecto de las tecnologías de ER. La trayectoria de la
demanda de electricidad y sus costes medioambientales asociados constituyen los
mecanismos fundamentales que pueden ayudar a comprender el panorama global. En
un escenario de bajo crecimiento de la demanda de electricidad, sin "shocks" fuertes
del precio del gas, el sistema eléctrico podrá evolucionar progresivamente, utilizando
gas y manteniendo una participación importante del carbón, partiendo de la capacidad
instalada en la actualidad y dando entrada eventualmente a las ER avanzadas
competitivas. Si se considera un escenario de demanda eléctrica de rápido crecimiento,
por ejemplo, el de los mercados de Asia, el panorama cambia por completo: las nuevas
centrales deberán instalarse rápidamente y lo más probable es que sean de carbón.
•
Deberán tenerse a punto las exigencias medioambientales para la adopción de
tecnologías limpias del carbón así como la tecnología que cumpla con estas
exigencias. Desde este punto de vista, el problema del precio de la tecnología puede
parecer diferente.
•
El incremento del coste al mejorar las centrales térmicas estándar de carbón deberá
compararse con el coste de las medidas alternativas de eliminación de CO2 que habrán
de adoptarse en los países de la OCDE, con vistas a un posible esquema conjunto de
ejecución. A este respecto debe señalarse que incluso si los costes variables y/o de
capital del CCGI lo hicieran muy caro para los patrones de demanda de la OCDE, la
adquisición de control sobre esta tecnología podría valer la pena con vistas a reducir
las emisiones de CO2 en los países en vías de desarrollo. Ciertamente, el valor
estratégico del control de estas tecnologías reside, al menos a corto plazo, en la
posibilidad de conseguir una reducción económicamente eficiente de la emisión de
gases de efecto invernadero en los países que experimentan un aumento rápido de la
demanda de electricidad. Esta reducción de emisiones se podría lograr a través de la
colaboración tecnológica internacional y de acuerdos internacionales de ejecución
conjunta.
7. - Bibliografía
1.
2.
3.
4.
M. Kutz Enciclopedia de la Mecánica Ingeniería y Técnica
Marks Manual del Ingeniero Mecánico
W.H. Severns, H.E. Degler, J.C. Miles Energía mediante vapor, aire o gas
Russell y Adebiyi Termodinámica Clásica, Editorial Addison – Wesley
Iberoamericana
5. Bretz, E. 1991. Gas Turbine Combined Cycle Powerplants. Electrical World.
6. Holt, N. 1996. Gasificación de combustibles fósiles, Boletín IIE, noviembrediciembre.
7. International Energy Outlook 2002, Energy Information Administration,
8. IEA Statistics: Coal Information, 1993
9. International Energy Outlook, DOE/EIA, 1996
10. Rudolf Pruschek et al.: Combined Cycles Report, IPTS, 1995
35
Internet:
http://www.ingemmet.gob.pe/actividades/geol_econ_y_prosp_min/min_no_metalicos/carbon
es.htm
http://www.minem.gob.pe/archivos/dgm/publicaciones/public03/carbones.htm
http://www.munitrujillo.gob.pe/Trujillo/PotencialidadesyProyectos/PotencialidadesyProyecto
s.htm
http://www.mesadeconcertacion.org.pe/03carp/depart/dep-13/pdc_13_2003-2011.pdf
http://www.comunidadandina.org/public/e_cap2.pdf
http://www.ingemmet.gob.pe/biblioteca_virtual/inifm/inf_sobre_coque.pdf
Carbón de Huayday:
http://sisbib.unmsm.edu.pe/bibvirtualdata/libros/geologia/recur_metal/pag69_73.pdf