informe final convenio 161 amva-udea

Procesos Fisicoquímicos Aplicados
Ingeniería al Servicio de la Sociedad
Facultad de Ingeniería
Universidad de Antioquia
Convenio 161
AMVA - UdeA
INFORME FINAL CONVENIO 161 AMVA-UDEA
I. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ................................................................................................... 3
II.RESUMEN EJECUTIVO DE LOS RESULTADOS.......................................................................... 3
III. MARCO TEORICO ........................................................................................................................ 4
1.
Calderas. ............................................................................................................................... 4
2.
Clasificación de las calderas .............................................................................................. 5
3.
Sistema de vapor.................................................................................................................. 5
4.
Equipos de control de emisiones....................................................................................... 5
5.
Carbon ................................................................................................................................... 6
6.
Factor de emisión............................................................................................................... 10
7.
Legislación ambiental........................................................................................................ 12
IV.METODOLOGÍA........................................................................................................................... 14
1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. .................................................................................................. 14
2. REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN DE BASES DE DATOS ....................................................... 14
3. VISITAS DE SONDEO A ALGUNAS EMPRESAS DEL ÁREA CON CALDERAS A CARBÓN.
....................................................................................................................................................... 16
4. SELECCIÓN DE LA MUESTRA OBJETO DE ESTUDIO. ...................................................... 16
5. VISITAS DE PREMUESTREO Y PROGRAMACIÓN DE MUESTREOS A LAS EMPRESAS
SELECCIONADAS........................................................................................................................ 17
6. ELABORACIÓN DE MUESTREOS ISOCINÉTICOS .............................................................. 17
6.1.
METODOLOGIA EPA ..................................................................................................... 18
6.1.1. EPA Método 1: ........................................................................................................... 18
6.1.2. EPA Método 2: ........................................................................................................... 22
6.1.3. EPA Método 3: ........................................................................................................... 23
6.1.4. EPA Método 4: ........................................................................................................... 23
6.1.5. EPA Método 5: ........................................................................................................... 24
6.1.6. EPA Método 8............................................................................................................. 27
6.2.
PROCEDIMIENTO DE MUESTREO ............................................................................... 28
6.2.1. REQUERIMIENTOS MÍNIMOS EN EL MUESTREO DE MATERIAL PARTICULADO
Y NEBLINAS ÁCIDAS............................................................................................................... 28
6.2.2. DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS Y CERTIFICACIÓN DE SU RESPECTIVA
CALIBRACIÓN .......................................................................................................................... 29
6.2.3. CALIBRACION DE CALDERAS..................................................................................... 31
6.2.4 SALUD OCUPACIONAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL................................................. 32
7. ANALISIS GRANULOMETRICO DEL CARBON ..................................................................... 32
V.
RESULTADOS..................................................................................................................... 33
VI. ANALISIS DE RESULTADOS .................................................................................................... 34
1. Generalidades de análisis de regresión. ................................................................................. 34
2 . Análisis de valores extremos.................................................................................................... 35
3. Análisis exploratorio de datos. .................................................................................................. 35
4. Análisis Descriptivo. ................................................................................................................... 37
5. Análisis de Correlaciones. ......................................................................................................... 39
6.Cartas de control.......................................................................................................................... 44
VII. DIFICULTADES Y OBSERVACIONES ..................................................................................... 47
VIII. CONCLUSIONES ...................................................................................................................... 48
IX. RECOMENDACIONES................................................................................................................ 50
X. BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................ 50
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Esquema de una caldera ..................................................................................................... 4
Figura 2: Aparato ciclónico.................................................................................................................. 6
Figura 3: Procesos dados durante la combustión............................................................................... 8
Figura 4: Formación de los compuestos según la distancia sobre la parilla. ..................................... 9
Figura 5: Efecto de la temperatura sobre el equilibrio de la reacción............................................... 10
Figura 6. Distribución de capacidades de calderas a carbón del Valle de Aburrá .......................... 16
Figura 7: Requisitos para ejecución de medición de emisiones al aire desde fuentes fijas ............ 19
Figura 8: Número de puntos de medición para una chimenea o ducto de sección.......................... 20
Figura 9. Sección trasversal de una chimenea circular dividida en 3 áreas iguales, mostrando la
localización de 12 puntos de muestreo centrados en cada área...................................................... 21
Figura 10. . Sección trasversal de una chimenea rectangular dividida en 12 áreas iguales,
mostrando la localización de los puntos de muestreo centrados en cada área ............................... 22
Figura 11. Tren de muestreo isocinético para determinar material particulado................................ 25
Figura 12. Equipo de muestreo isocinético para determinar material particulado............................ 29
Figura 13: Equipo analizador de gases de combustión .................................................................... 30
Figura 14. Diagramas de caja y sesgo para los factores de emisión según nivel de potencia ........ 36
Figura 15. Diagramas de dispersión de cada uno de los factores de emisión y las variables
independientes identificadas. ............................................................................................................ 41
Figura 16 Residuales para CO.......................................................................................................... 43
Figura 17 Residuales para CO2 ........................................................................................................ 43
Figura 18 Residuales para SOX ....................................................................................................... 43
Figura 19 Residuales para NOX ........................................................................................................ 44
Figura 20 Residuales para MP.......................................................................................................... 44
Figura 21: Carta de control para el CO ............................................................................................. 45
Figura 22: Carta de control del CO2 ................................................................................................. 45
Figura 23 Carta de control del NOx ................................................................................................ 46
Figura 24:Carta de control del SOX ................................................................................................... 46
Figura 25: Carta de control para Material particulado..................................................................... 47
LISTA DE TABLAS
Tabla 1: Clasificación de las calderas................................................................................................. 5
Tabla 2: Poder calorífico de algunos carbones colombianos según la región.................................... 7
Tabla 3: Norma de emisión para fuentes de combustión externa a partir de combustibles sólidos. 13
Tabla 4. Base de datos de las empresas del Área Metropolitana que poseen calderas a carbón.. 14
Tabla 5. Ubicación de puntos de medición en chimeneas o conductos de sección circular. ........... 20
Tabla 6. Distribución de puntos de medición para una chimenea o ducto de sección rectangular.. 20
Tabla 7: Valores recomendados para emisiones óxidos de azufre y de nitrógeno .......................... 31
Tabla 8: Valores recomendados para gases de combustión............................................................ 31
Tabla 9. Normas para realizar análisis próximo del carbón.............................................................. 33
Tabla 10. Resultados generales de los muestreos isocinéticos ...................................................... 33
Tabla 11. Factores de emisión calculados con los resultados obtenidos en los muestreos
isocinéticos ........................................................................................................................................ 34
Tabla 12: Medidas descriptivas de los factores de emisión CO, CO2, NOx, SOx y MP, según niveles
de potencia ........................................................................................................................................ 37
Tabla 13. Medidas descriptivas de los factores de emisión CO, CO2, NOx, SOx y MP, según
procedencia del carbón. .................................................................................................................... 38
Tabla 14: Matriz de correlaciones ..................................................................................................... 40
Tabla 15. Indicadores de los modelos de regresión encontrados para los factores de emisión CO2,
SOx y Material Particulado. ............................................................................................................... 42
Tabla 16: Valores de los factores de emisión de carta de control para calderas a carbón. ............ 47
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Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Fecha: Julio de 2006
I. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Nombre del Proyecto: Desarrollo de la metodología EPA para definir factores de
emisión en calderas a carbón con base en muestreos de campo.
Código: Convenio 161 AMVA-UdeA –
Período de avance: Décimo mes de actividades (julio 8 a –mayo 31 de 2006)
Investigador Principal: Luis Alberto Ríos
Nombre de los Coinvestigadores: Gloria Restrepo, Ximena María Vargas R , Elías
Gómez y León Darío Bello (asesor)
Grupo de Investigación: Procesos Fisicoquímicos Aplicados - Universidad de
Antioquia
II.RESUMEN EJECUTIVO DE LOS RESULTADOS
Se realizó permanentemente revisión bibliográfica sobre el tema, estudiando en
particular los factores de emisión existentes en otros países en relación con las calderas
en estudio y el tipo de contaminantes a evaluar, así como las metodologías para la
determinación de factores de emisión.
Se elaboró un diagnóstico de las condiciones de la tecnología local, diseño y operación
de las calderas en estudio existentes en la industria, así como de las características de
los combustibles empleados. Esto se hizo mediante visitas a las diferentes empresas y
teniendo en cuenta la información suministrada por el Área Metropolitana del Valle de
Aburrá, adicionalmente se tomaron muestras del carbón utilizado en los muestreos
realizados para realizar análisis próximo completo en la Universidad Nacional utilizando
normas ASTM.
Se recopilaron artículos relacionados con la definición de factores de emisión y se
estudiaron diversos trabajos de investigación y tesis sobre el tema. Adicionalmente se
actualizó y se amplió la base de datos de las calderas a carbón que posee el AMVA, la
cual se analizó con el estadístico y el auditor del convenio y se acordó la población de
calderas objeto de estudio.
Una vez definida la población, se determinó la muestra y la cantidad mínima de
muestreos requeridos. Se realizaron visitas premuestreo para conocer los datos
técnicos de la caldera, definir los requerimientos de montaje y acordar las citas para los
muestreos. Se seleccionaron 8 empresas para hacer 2 muestreos por caldera, las
empresas fueron: Cervunión, Teñidos y Acabados, Calcetería Crystal, Fatelares S.A ,
Industrias “El Toro”, Colombiana Kimberly, Nubiola Pigmentos e Inversiones S yF .
Con los datos obtenidos en los muestreos, se elaboraron hojas de cálculo para corroborar
isocinetismo y posteriormente recopilar los resultados, calculando también los factores de
emisión del CO, CO2, SOx, NOx y el material particulado. Estos datos se entregaron al
estadístico para realizar el análisis respectivo y para la búsqueda de los modelos matemáticos
mas adecuados para hallar el factor de emisión. Se encontraron los siguientes modelos:
F.E.CO (Kg/ton carbón) = 0.026* Potencia (BHP)
F.E.CO2 (ton/ton carbón) = 3.587 *% Azufre – 0.001* % O2
F.E.SOx(Kg/ton carbón) = -0.039* %O2 +11.886* %Azufre
F.E.NOx (Kg/ton carbón) = 0.001* Poder Calorífico (cal/g).
F.E.MP (Kg/ton carbón) = 0.244* % Humedad.
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Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
III. MARCO TEORICO
1. Calderas.
Las calderas son equipos que se utilizan para generar vapor a partir de una fuente de calor, proveniente
generalmente de la energía térmica almacenada por los combustibles fósiles, como carbón, hidrocarburos, gases
combustibles, entre otros. Dicho calor, se libera con la reacción de los combustibles con el oxígeno.
Las calderas se componen de cinco partes principales: el hogar, el quemador, las zonas de circulación de los
gases, las zonas del fluido térmico (agua) y la chimenea. En la zona de recirculación de gases se realiza la
transmisión de calor al agua; de acuerdo al tipo de caldera, la circulación de los gases se realiza por dentro o por
fuera de los tubos.
El hogar esta constituido por dos elementos: la cámara de combustión (donde se libera el calor por la reacción de
combustión) y el cenicero (donde se recogen los residuos de la combustión), el flujo de calor, que se origina al
quemar el combustible, se transfiere mediante tres mecanismos: radiación, convección, y conducción. La radiación
es la transferencia de calor directa en forma de energía radiante, procedente de la incandescencia del combustible
o de las llamas a los tubos y al cuerpo de la caldera. La convección es la transferencia de calor entre una
superficie sólida y un fluido adyacente que está en movimiento, puede ser libre o forzada, la primera se debe a la
diferencia de densidades provenientes del diferencial de temperatura, la segunda es causada por una fuerza
mecánica. La conducción es la transferencia de calor de un cuerpo a otro cuando se encuentran en contacto
físico.
La transferencia de calor en el interior de la caldera se ve afectada por la temperatura de la llama y los productos
de combustión, por la acumulación de escorias, cenizas volantes u hollín en las superficies en contacto con el
fuego, por la conductibilidad del metal, por la acumulación de incrustaciones o sedimentos en las superficies en
contacto con el agua, por la turbulencia y movimiento del vapor y del agua. Por cada 50ºF (10ºC) de incremento en
la temperatura de los gases evacuados por la chimenea, la eficiencia de la caldera disminuye un 1%.
Generalmente la capacidad de una caldera se expresa en términos de Boiler Horsepower (BHP) para calderas de
tamaños medios y las calderas relativamente grandes indican su capacidad de producción en lb/h de vapor o en
Kg/h de vapor (1 BHP = 33465 BTU/h). El quemador es el componente que se encarga de manejar la combustión.
Para el carbón hay tres tipos de quemadores fundamentales: Parrilla, pulverización y lecho fluidizado.
Figura 1: Esquema de una caldera
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Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
2. Clasificación de las calderas
De acuerdo a la circulación del agua, por fuera o por dentro de los tubos, las calderas se clasifican en pirotubulares
y acuotubulares:
Caldera Pirotubular
El gas caliente de la
combustión circula a través del
interior de los tubos
sumergidos en el agua.
Usualmente de menos de
1000 BHP. Almacenan gran
volumen de agua, partiendo de
un arranque frío, es mayor que
el requerido en una caldera
acuatubular.
Tabla 1: Clasificación de las calderas
De cámara
De parilla viajante
trasera seca y
interna
húmeda
Seca
Material
refractario en la
parte trasera del
Poseen parrilla
hogar. Para
combustibles
viajera que permite
líquidos y
el avance del
carbón.
gaseosos.
Húmeda
Enfriadas por
agua, para evitar
recalentamientos.
De parrilla
viajante
externa
Permite
quemar a
diferencia del
carbón, otros
combustibles,
como madera
aceite, o gas
natural.
Caldera Acuatubular
De tubos rectos
De tubos curvados
El agua y el vapor circulan por
el interior de los tubos,
trasladándose por el exterior
los gases calientes de la
combustión. Para presiones
superiores a 300 Psig y altas
capacidades.
Adaptables a diferentes
combustibles como:
carbón, gas, aceites
combustibles, bagazo o
leña. Para facilitar la
circulación de los gases,
los tubos deben de tener
una inclinación de 5º a 10º.
Mayor economía en
fabricación y operación que
la de tubos rectos, mayor
capacidad d evaporación,
entrega de mayor vapor
seco.
3. Sistema de vapor
El vapor es un recurso energético secundario, apto para transportar energía y transferirla en varios procesos
simultáneamente, de una manera eficiente. El objetivo final en los sistemas de generación de vapor es el
aprovechamiento óptimo de un recurso primario como los combustibles en procesos industriales y en la generación
de energía eléctrica.
4. Equipos de control de emisiones
Ciclones.
Son los equipos más empleados dentro de las operaciones de separación de partículas sólidas de una corriente
gaseosa. Se destaca en estos equipos que hacen uso de las fuerzas centrifugas en vez de gravitatorias, la
velocidad de sedimentación de las partículas se incrementa en gran medida haciéndose más efectiva la
separación.
Un separador ciclónico esta compuesto básicamente por un cilindro vertical con un fondo cónico, dotado de una
entrada tangencial normalmente rectangular. Las partículas de polvo, debido a su inercia, tienden a moverse hacia
la periferia del equipo alejándose de la entrada del gas y recogiéndose en un colector situado en la base cónica.
5
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Figura 2: Aparato ciclónico.
5. CARBON
El carbón es un combustible orgánico no homogéneo, el cual se originó a partir de los restos en descomposición de
materia vegetal. Es el combustible fósil más utilizado en la generación de vapor, por su amplia disponibilidad y bajo
costo. Provee más de un cuarto de las necesidades energéticas del mundo, y sus reservas exceden a las reservas
disponibles de gas y petróleo. El carbón varía ampliamente en su composición debido a los factores que
intervienen en el proceso de carbonificación.
•
Formación
El precursor del carbón fue la turba, formada mediante la acción bacteriana y química sobre los desechos de las
plantas. Las acciones subsiguientes del calor, la presión y otros fenómenos físicos transformaron la turba en las
diversas clases de carbón que se conocen en la actualidad.
•
Clasificación
La clasificación del carbón se realiza con base a algunas propiedades, tales como: composición, capacidad
calorífica, la estructura, o a criterios físicos como el tamaño, la apariencia y la reacción durante su uso cuando se
expone a condiciones específicas. La más común de estas clasificaciones es la establecida por la American
Society of Testing Materials (ASTM), la cual se basa en el contenido de carbono fijo y el poder calorífico, calculado
para una base libre de material mineral.
Dentro de los tipos de carbones se pueden diferenciar los carbones térmicos y metalúrgicos. Los primeros se usan
para generar calor en procesos industriales, y se clasifican comercialmente por su poder calorífico, cantidad de
carbono, ceniza, humedad y azufre, los segundos se usan para la reducción de materiales en procesos
metalúrgicos y se clasifican comercialmente por su capacidad aglomerante, su contenido de material volátil, ceniza
y azufre.
•
Análisis
Con el análisis se evalúan características físicas, químicas y petrográficas del carbón, generalmente se utilizan dos
tipos de análisis para el carbón, el análisis próximo y el análisis último, ambos expresados en porcentaje en peso.
Análisis próximo
El análisis próximo identifica el grado de carbonificación, dando información durante el calentamiento, es decir,
cuanto del carbón permanece fijo y cuanto se transforma en materiales volátiles. Además se reportan datos de
humedad, contenido de cenizas y poder calorífico.
6
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
9
Humedad: Puede ser total, superficial, residual y de equilibrio. La superficial se pierde cuando el carbón se
seca al aire, la residual es la contenida por un carbón seco a la atmósfera del laboratorio y se pierde a 106ºC;
la humedad de equilibrio es la cantidad de humedad que un carbón puede retener a 30ºC y una humedad
relativa entre 96 y 97%. La humedad total es la suma de la residual y la superficial.
9
Material volátil: Esta es la porción que se separa como gas cuando el carbón es calentado, compuesta por
hidrocarburos y otros gases resultantes de la descomposición y la destilación.
9
Cenizas: Es el material mineral no combustible, cuya proporción depende del tipo de explotación del carbón en
la mina.
9
Carbón fijo: El carbón fijo de un carbón se incrementa con el rango, es la parte de la muestra que no es volátil
y que se oxida en estado sólido exento de volátiles, se encuentra en el residuo de coque o char, luego de
determinada la materia volátil; si a este residuo se le quitan las cenizas se obtiene el carbón fijo, por diferencia,
una vez conocidas la humedad, las cenizas y el material volátil.
9
Poder calorífico: El poder calorífico del carbón es la energía total liberada durante el proceso de la
combustión, partiendo de reactivos (carbón + aire) en condiciones de 298K y 1 atmósfera de presión, utilizando
relaciones estequiométricas de los reactivos.
Tabla 2: Poder calorífico de algunos carbones colombianos según la región
REGIÓN
Antioquia y Antiguo Caldas
Valle del Cauca, sector Yumbo-Suárez
Boyacá, área Sogamoso-Jericó
Cundinamarca, proyecto Termoyumbo IV
Cesar, área La Jagua
Cerrejón, Zona Central
Córdoba, La Escondida-San Jorge
Norte de Santander, Fm. Carbonera.
*Fuente: ECOCARBÓN
•
Poder Calorífico
Superior Kcal/Kg
6061
5369
6889
7330
6981
6778
4544
6646
Poder Calorífico
Superior BTU/Lb
10910
5369
12401
13194
12566
12200
8180
11963
Manejo y Transporte del Carbón.
Muchos carbones son cuidadosamente preparados y tamizados para cumplir con los requerimientos de utilización
específica. Con el objetivo de realizar la total valoración técnica y económica del carbón, se debería hacer el
máximo esfuerzo para garantizar que tales propiedades sean protegidas. En la práctica es virtualmente imposible
debido a que el carbón tiene que ser transportado por diferentes medios de un lugar a otro, y antes de su uso es
frecuente almacenarlo en pilas por varios períodos de tiempo. Dependiendo de la localización geográfica, el carbón
puede estar sometido a altas y bajas temperaturas ambientales, al igual que a grandes fluctuaciones en la
humedad relativa.
•
Consideraciones sobre el almacenamiento de carbones
La exposición del carbón a condiciones atmosféricas prevalecientes (humedad y temperatura) puede causar un
deterioro en su calidad y una reducción en su valor económico. Este proceso está influenciado por la tasa y grado
de reducción de tamaño de partícula. Este y otros procesos pueden llegar a cambiar el contenido de humedad,
para producir varios efectos por la oxidación del carbón y el desarrollo de la combustión espontánea (un gran
problema debido a que origina cambios en las propiedades físicas y químicas de las pilas de carbón)
Algunas sugerencias para minimizar el riesgo de oxidación espontánea del carbón almacenado en pilas son:
Nivelar, afirmar y drenar el terreno donde descansan las pilas de carbón, transportar el carbón lo menos posible,
disminuir la altura de las pilas para disminuir el peligro de combustión facilitando la disipación del calor, almacenar
bajo agua carbones de baja temperatura de inflamación, evitar los silos cerrados, ubicar la cara de la pila que
enfrenta el viento apisonada para evitar focos de autocombustión, para carbones de distinta procedencia se deben
apilar por separado, evitando el almacenamiento de finos de carbones de bajo rango por más de 4 semanas,
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Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
nunca exponer el carbón a la radiación calorífica prolongada, como por ejemplo al lado de una caldera u horno.
•
Proceso de Combustión
En la siguiente gráfica se muestran los productos de la combustión propiamente dicha, aquellos que proceden de
la oxidación de materiales que contienen C, H, S, en función de la temperatura. La primera etapa de temperatura
corresponde ala eliminación del agua y al comienzo de la fase de volatilización. Es a partir de este momento donde
arrancan, con propiedad, las reacciones de combustión. Las flechas indican el rango de temperaturas mínima y
máxima en las que suele iniciarse y concluirse el proceso. La zona fundamental, que abarca de los 300 a los
1000ºC corresponde a la oxidación de la materia orgánica con la consiguiente formación de SOx y CO2. A mayor
temperatura, y en función de la naturaleza reductora del medio toman fuerza las reacciones de gasificación, el
equilibrio se desplaza y se forman CO y SOx.
A medida que prosigue la temperatura se inicia la formación de NOx de origen térmico, esto es a partir del
nitrógeno del aire, cuanto mayor sea la temperatura tanto mayor será la fase vítrea de escoria formada y más
peligro existirá de volatilización de metales.
Figura 3: Procesos dados durante la combustión
•
Combustión de carbones
La combustión es el cambio químico de ciertos elementos de un combustible con el oxígeno del aire, controlada de
tal manera que se genera energía térmica útil. Los principales elementos constituyentes del combustible son
carbono elemental (C), hidrógeno (H), agua (H2O), cenizas (Cz) y otros compuestos.
Las tres condiciones indispensables para una buena combustión son:
1. Aire suficiente para la mezcla.
2. Mezcla rica aire-combustible. La relación está en proporción directa. Para cada Kg de carbón se requiere cierta
cantidad de Kg de aire.
3. Alta temperatura en el horno u hogar.
•
Comportamiento del carbón durante el calentamiento
Un aumento de la temperatura genera transformaciones químicas y físicas del carbón: las químicas producen
gases, vapores condensables y un residuo sólido compuesto casi únicamente de carbono, estos procesos
dependen de la velocidad con la cual se calientan las partículas y de la temperatura. Las propiedades físicas
producen efectos en su grado de plasticidad; las partículas forman una masa esférica compacta la cual se hincha y
se resolidifica denominada coque o char.
•
Descripción cualitativa del proceso de combustión de carbones
El carbón con granulometría pequeña, finos hasta 5 mm, se oxida como partículas independientes, suspendidas en
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Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
aire en los quemadores de lecho fluidizado, en ellos, las partículas pasan por diversas etapas:
9 Precalentamiento.
9 Secado.
9 Poscalentamiento.
9 Pirólisis o gasificación.
9 Combustión del coque o char y de los gases de pirólisis.
Estas etapas se dan a altas velocidades, lo que asegura una alta transferencia de masa y energía y por lo tanto
una combustión casi completa.
•
Reacciones de combustión y requerimIentos de aire.
Las reacciones globales de la combustión de carbones son:
C( s)
+
⎯→ CO2 ( g )
O2 ( g ) ⎯
H 2(g)
+
S (s )
+
1
⎯→ H 2 O( g )
O2 ( g ) ⎯
2
⎯→ SO2( g )
O2 ( g ) ⎯
El aire requerido es para suplir la cantidad de primario y secundario.
El aire primario es el que se introduce a la parrilla.
La composición de los gases, depende de la profundidad de la parrilla, si el grueso del lecho (aprox. 10-15 cm.), es
importante se forma más CO. Pero con la inyección de aire se llega al equilibrio:
CO
1
O2 ⎯
⎯→ CO2
2
+
Y se volverá a formar CO a expensas del CO2, o sea la inyección de aire primario tiene su límite y el CO estará de
acuerdo con la ecuación anterior.
Figura 4: Formación de los compuestos según la distancia sobre la parilla.
Admitido que en la cámara de combustión existirá siempre gran presencia de CO, de hecho la velocidad de
formación de CO es máxima en el punto de mayor concentración de CO2, de acuerdo con el equilibrio:
CO 2
+
C ⎯
⎯→ 2CO
Gráficamente se puede apreciar la influencia de la temperatura sobre el equilibrio de la reacción:
9
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Figura 5: Efecto de la temperatura sobre el equilibrio de la reacción.
Así pues la combustión debe completarse por encima del lecho por la adición de aire secundario, en la llamada
cámara de oxidación, el aire secundario también se emplea para oxidar el H2 y el CO productos de la
descomposición del vapor de agua con el carbono. El oxígeno mínimo requerido para llevar a cabo las reacciones
anteriores, representa el oxígeno estequiométrico o teórico, el cual se usa para calcular la cantidad de aire mínima
necesaria y la relación aire-combustible teórica, sin embargo normalmente se usa un exceso de aire entre 15 y
25% para la quema de carbón pulverizado, entre un 20 y 30% para la quema en parrilla móvil (partículas < 2.5 cm.)
y entre 30 y 45% para la combustión de carbón en parilla fija (partículas > 2.5 cm.).
Empíricamente, una aproximación para obtener el aire teórico a nivel del mar, es aplicando la norma de que para
cada 100 BTU de poder calorífico de cualquier combustible, es necesario 1 ft3 de aire.
6. Factor de emisión.
Los factores de emisión se definen como la cantidad de un determinado contaminante emitido por unidad de masa
de combustible quemado o por tarea especifica desempeñada.
Un Factor de Emisión es un valor representativo que relaciona la emisión del contaminante con la actividad
contaminadora. Los factores usualmente son expresados como el peso del contaminante dividido por unidades de
peso ó volumen de materia prima ó producto, también se utilizan otros como la relación entre el contaminante
emitido por la distancia o duración de la actividad contaminadora. Tales factores facilitan la estimación de
emisiones de varios contaminantes atmosféricos.
Los Factores de Emisión (FE) permiten la realización de inventarios de fuentes como parte de un estudio de
contaminación del aire en una zona específica, además sirve para la obtención de densidades de emisión lo cual
contribuye al señalamiento de zonas criticas y de manejo especial; también son usados en modelos de dispersión
para la estimación de la emisión de diversas fuentes, en análisis ambientales y en el desarrollo de estrategias de
control de emisión. Los factores se calculan mediante la aplicación de la siguiente ecuación
E = A x FE x (1-ER/100)
Donde:
E: Emisión de contaminante en las unidades de FE
A: Medición de la actividad de contaminante
FE: Factor de emisión (cantidad del contaminante/unidad de actividad)
ER: Porcentaje de reducción de las emisiones por los sistemas de control
Los factores no son aplicables en la evaluación del cumplimiento de la normatividad ambiental referente a
emisiones atmosféricas, ya que al tratarse de un promedio, de la emisión real de un contaminante, en un momento
determinado, puede estar por debajo o por encima de la emisión hallada con el factor, sin embargo, debido a la
dificultad o imposibilidad de realizar muestreos en todas las fuentes fijas, los factores de emisión son en muchas
ocasiones el mejor o el único método disponible para la estimación de emisiones, sin importar la incertidumbre que
proporcionen.
Categoría de los factores de emisión.
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Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Según la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (US-EPA), Los factores de emisión están dados
por categorías que van desde la A hasta la E, donde A es el factor de mejor categoría. Esta categoría es estimada
según la veracidad de los experimentos usados para desarrollar el factor y en la cantidad y las características
representativas de estos datos. En general un factor se basa en muchos estudios o con procedimientos de
métodos ampliamente aceptados, asignándosele la clasificación jerárquica más alta. Inversamente, cuando un
factor se basa en un solo estudio de una calidad cuestionable, o en una extrapolación de otro factor tendrá una
clasificación jerárquica más baja.
Puesto que las categorías son subjetivas y solamente, consideran inherentemente la relación de la dispersión
entre los datos calculados de los factores, las categorías solo deben verse como aproximaciones. Las categorías
de los factores de emisión de la AP-42, no involucran límites estadísticos de error o intervalos de confianza sobre
cada factor de emisión. Principalmente una categoría debe ser considerada como un indicador de la exactitud y
precisión de un factor dado, usado para estimar emisiones de una gran cantidad de fuentes. Este indicador es más
que todo una consideración del juicio profesional de los autores y revisores del AP-42, acerca de la confiabilidad
de cualquier estimación derivada de estos factores.
Ya que los factores de emisión pueden estar basados en monitoreos en la fuente, modelos, balances de masa u
otras informaciones, las categorías de los factores de emisión pueden variar bastante. Algunos factores han sido
sometidos a procesos más rigurosos de aseguramiento de calidad que otros.
Hay dos pasos para determinar la categoría de un factor. El primer paso es una apreciación de la calidad de los
datos que es la fiabilidad de los datos básicos de emisión que se usaron para desarrollar el factor. El segundo paso
es una apreciación de la habilidad del factor de permanecer como un factor de emisión promedio anual nacional
para cada actividad.
La calidad de los datos es clasificada de la A hasta la D y las categorías son asignadas así:
A = Las pruebas son realizadas con una metodología legitima y son reportadas con suficiente detalle para una
validación adecuada.
B= Las pruebas son realizadas con una metodología generalmente legítima pero sin el suficiente detalle para una
validación adecuada.
C= Las pruebas se basan en una metodología nueva o no comprobada o carece significativamente de la
comprobación de base.
D= Las pruebas se basan en un método inaceptable, pero que podría proporcionar un valor de orden de magnitud
para la fuente.
Las categorías de calidad de datos de la AP-42 ayudan a identificar buenos datos, aún si, no es posible extraer un
factor representativo de una fuente típica en la categoría de esos datos. Por ejemplo los datos de una prueba dada
podrían ser suficientemente buenos para una categoría de calidad “A”, pero la prueba puede ser para un único
material de alimentación o las especificaciones de producción podrían ser más o menos rigurosas a las de una
planta típica.
La categorías de los factores de emisión de la AP-42 son una evaluación global de que tan bueno es un factor,
basado tanto en la calidad de prueba o en las informaciones que sirvieron de fuente para el calculo del factor como
también en que tanto bien este factor representa a la fuente de emisión. Las categorías más altas son para
factores basados en muchas observaciones imparciales, o procedimientos de pruebas aceptados ampliamente.
Por ejemplo: A diez o más fuentes tomadas en diferentes plantas seleccionadas al azar, probablemente se les
asignaría un categoría "A" si todas las pruebas son desarrolladas usando un método de medición de referencia
único y valido. Igualmente, a una observación única basada en métodos de prueba cuestionables se le asigna una
"E", y a un factor extrapolado de factores de más alta categoría, para los procesos similares le sería asignado una
"D" o una "E."
La categoría de calidad de un factor de emisión AP-42 se asigna así:
11
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
A: Excelente. El factor es desarrolla a partir de datos de prueba de fuentes clasificados como A y B, tomadas de
muchas plantas escogidas al azar de una la población industrial. La categoría de la población de fuentes es lo
suficientemente específica para minimizar variabilidad.
B: Por encima del promedio. El factor se desarrolla a partir de datos de prueba clasificados como A o B tomados
de un número razonable de plantas. Aunque no hay un sesgo especifico evidentemente, no es claro que las
plantas probadas representen una muestra al azar de la industria. Así como una Categoría A, la categoría de la
población de las fuentes es suficientemente específico para minimizar variabilidad.
C: Promedio. El factor es desarrollado a partir de datos de prueba clasificados como A, B y/o C, tomado de un
número razonable de pruebas. Aunque no hay un sesgo especifico evidentemente, no es claro que las plantas
probadas representen una muestra al azar de la industria. Así como una Categoría A, la categoría de la población
de las fuentes es suficientemente específico para minimizar variabilidad.
D: Por debajo del promedio. El factor es desarrollado a partir de datos de prueba clasificados como A, B y/o C
tomados de un pequeño numero de plantas y puede haber razones para sospechar que estas plantas no
representan una muestra al azar de la industria. Puede haber también evidencia de variabilidad dentro de la
población fuente.
E: Pobre. El factor se desarrolla a partir de datos de prueba clasificados como C y D, y puede haber razones para
sospechar que las plantas probadas no representan una muestra al azar de la industria. Puede haber también
evidencia de variabilidad dentro de la población de fuentes de la misma categoría.
7. Legislación ambiental.
A continuación se enuncia el listado de normas aplicadas durante el desarrollo de este proyecto:
Normas de emisión para fuentes fijas
DECRETO 02 DE 1982
Tal como se mencionó en la metodología, el estudio se efectuó cumpliendo los requerimientos y de acuerdo a lo
exigido por la normatividad Colombiana Decreto 02 de 1982 del Ministerio de Salud y aplicando los Métodos de la
Agencia de Protección Ambiental de los EEUU, E.P.A. adicionalmente, se incluyen otras normas aplicadas para los
cálculos de los factores de emisión.
Norma de emisión
De acuerdo con los artículos 48, 49, 51 y 52 del capitulo IV, Las calderas que trabajen con base a carbón no
podrán emitir al aire ambiente, partículas en cantidades superiores al valor (a condiciones de referencia 760 mm
Hg y 25°C) interpolado por la siguiente ecuación definida para zona Urbana:
E= 2,0
Donde:
P ≤ 10
E: Máxima emisión permisible de partículas, expresadas en kilos por millones de kilocalorías.
P: Calor liberado por el combustible utilizado, en millones de kilocalorías.
Según el articulo 42 Para alturas diferentes a las del nivel del mar la emisión permisible de partículas de debe
corregir por el factor K según del decreto 02 del 1982, de acuerdo con la siguiente ecuación.
K = (pbh/760) + 0,04*H
En donde:
K = Factor de modificación por altitud
pbh = Presión barométrica del lugar, en mm Hg
H = altura sobre el nivel del mar, en miles de metros.
12
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Neblinas Acidas
De acuerdo con el artículo 79 “Las calderas hornos o equipos a base de combustibles sólidos o líquidos que
originen o produzcan dióxido de Azufre (SO2) no podrán emitir al aire ambiente los gases provenientes de su
combustión por una chimenea con una altura inferior a 15 metros” para carbones con contenido de azufre menor
de 1.4% y menos de 10 millones de Kcal/hora de calor liberado.
RESOLUCIÓN 391 DE 2001 DEL DAMA
Artículo 12. Norma de emisión para fuentes de combustión externa a partir de combustibles sólidos. La norma de
emisión para fuentes de combustión externa a partir de leña, turbas, lignitos, hullas, antracita, carbón mineral,
coque, carbón vegetal, asfalto y brea, al interior del perímetro urbano del D.C., son las siguientes:
Tabla 3: Norma de emisión para fuentes de combustión externa a partir de combustibles sólidos.
CONTAMINANTE
CAPACIDAD
BHP
MATERIAL PARTICULADO (PST)
CONCENTRACION mg/m3
2001
2005
2008
2011
TODAS
300
200
150
100
MONÓXIDO DE CARBONO (CO)
TODAS
300
280
260
250
ÓXIDOS DE NITROGENO (NO2)
TODAS
400
350
300
250
ÓXIDOS DE AZUFRE (SO2)
TODAS
600
500
450
400
METALES PESADOS
TODAS
0.8
0.7
0.6
0.5
HCl
TODAS
300
270
240
200
HF
TODAS
30
25
20
15
PARÁGRAFO 1. A partir del 1° de enero del 2001, no se podrán utilizar combustibles con contenidos de azufre
mayor al 1.7 % en peso, dentro del perímetro urbano de la cuidad, como combustibles en calderas u hornos de
establecimientos de carácter comercial, industrial o de servicio.
DECRETO 948 DE 1995 DEL MINISTERIO DEL MEDIO AMBIENTE
Artículo 110: Verificación del cumplimiento de normas de emisión en procesos industriales.
Para la verificación del cumplimiento de las normas de emisión por una fuente fija industrial, se harán las
mediciones de las descargas que ésta realice en su operación normal mediante alguno de los siguientes
procedimientos:
9
9
9
Medición directa, por muestreo isocinético en la chimenea o ducto de salida: es el procedimiento consistente
en la toma directa de la muestra de los contaminantes emitidos a través de un ducto, chimenea, u otro
dispositivo de descarga, en el que el equipo de muestreo simula o mantiene las mismas condiciones de flujo de
salida de los gases de escape.
Balance de masas: es el método de estimación de la emisión de contaminantes al aire, en un proceso de
combustión o de producción, mediante el balance estequiométrico de los elementos, sustancias o materias
primas que reaccionan, se combinan o se transforman químicamente dentro del proceso, y que da como
resultado unos productos de reacción. Con el empleo de este procedimiento, la fuente de contaminación no
necesariamente tiene que contar con un ducto o chimenea de descarga; y
Factores emisión: es el método de cálculo para estimar la emisión de contaminantes al aire en un proceso
13
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
específico, sobre la base de un registro histórico acumulado, de mediciones directas, balances de masas y
estudios de ingeniería, reconocido internacionalmente por las autoridades ambientales.
Para el caso particular, se calcularon los factores de emision , con base en mediciones directas, con el fin de
aplicar en un futuro el método de los factores de emisión para la empresas pertenecientes al Valle de Aburra.
IV.METODOLOGÍA
1. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA.
Inicialmente se inició una búsqueda bibliográfica de documentos sobre factores de emisión de acuerdo con la
metodología EPA, los documentos se buscaron en Internet y en revistas especializadas con el fin de tener un
panorama más amplio en cuanto a los trabajos realizados sobre factores de emisión.
Adicionalmente se revisaron las tesis sobre factores de emisión de las ingenieras Gloria Ramírez del Área
Metropolitana y Olga Duque de la Universidad Pontificia Bolivariana, donde se revisó la metodología llevada a cabo
para este tipo de trabajos de investigación.
2. REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN DE BASES DE DATOS
De parte de la Ingeniera Gloria Ramírez, del grupo de aire del Área Metropolitana, se recibió una base de datos
proveniente de dicha entidad, donde se listaban las empresas que poseían equipos de combustión, no se tenía
ninguna discriminación en cuanto al tipo de equipo y al combustible utilizado, por lo que se inició un trabajo de
depuración de la información teniendo en cuenta que los estudios de factores de emisión correspondiente a los
convenios con el Área Metropolitana se limitaban a calderas a carbón. Esta base de datos se depuró y
posteriormente se hicieron llamadas a cada una de las empresas para verificar la información, la cual en algunos
casos ya era totalmente diferente a la que se tenía en la base inicial del Área Metropolitana.
Adicionalmente, para mejorar este proceso de depuración se enviaron faxes a los proveedores de carbón y a los
fabricantes de calderas que utilizan este tipo de combustible, con el fin de obtener información de sus clientes y así
recopilar mayor cantidad de calderas. Producto de esta gestión, la empresa JCT, envió un listado de sus clientes
desde 1984 y con esta información se completó la base de datos de calderas a carbón.
Se decidió realizar también algunas visitas de sondeo a empresas que tuvieran calderas a carbón con las
características requeridas para los estudios, con el fin de verificar no solo la información recibida por parte de las
personas encargadas, sino también la actitud de los empresarios frente a los proyectos que se llevarían a cabo
entre la Universidad y el Área Metropolitana del Valle de Aburrá.
Después de la depuración y la verificación telefónica de los datos se obtuvieron los siguientes resultados:
Tabla 4. Base de datos de las empresas del Área Metropolitana que poseen calderas a carbón
14
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Base de datos de las empresas del AMVA que poseen calderas a carbón
Nombre de la empresa
Dirección
Abracol
Arcotex
Artextil
Asfrio
Bioesencial Colombia
Bocadillos El Caribe
C.I. Wash S.A.
Calcetines Crystal
Calcetines Crystal
Cervecería Unión S.A.
Cipa SA
Colombiana Kimberly
S.A.
Colorquimica
Color Wash
Colresín
Coltejer
Compañía de Empaques
S.A.
Creaciones Monteblanco
Curtimbres Itaguí
Curtimbres Copacabana
y Cataluña S.A.
Despercol S.A.
Dulces Flower
(Derivados del Coco)
Fabricato
Autopista Norte Km 20
Cl. 79 # 52D-40
Cl. 72 # 42 - 26
Calle 21E #. 42 - 101
Calle 31 # 6-24
Cra 52 # 7sur-73
Cra 53 # 77 Sur-120
Cra49 # 52s-170
Cra49 # 52s-171
Cra 50 A # 38-39
Cra 49A # 23-45
Municipio
Medellin
Itagui
Itagui
Bello
Itagui
Medellín
La Estrella
Itagui
Itagui
Itagui
Bello
Vereda Canaan
Barbosa
Cl. 77S # 53-51
Calle 32 41-114
Cra 42 # 53-26
Cra 42 # 54A-161
La Estrella
Itagui
Itagüi
Itagui
Cra 42 # 86 - 25
Itagüí
Cra. 55 # 27A-20
Medellín
Cra 53A # 50-89
Itagüí
Persona de
contacto
Carlos Duque
Javier Muñoz
Dora Correa
Carlos Rios
Luis Carlos Echeverri
Sergio Eusse
Adriana Gonzales
Juan Carlos Cardona
Juan Carlos Cardona
Ana María Cadavid
John Jairo Naranjo
Juan Fernando
Alonso
Faber Garcia
Hector Londoño
Gonzalo Restrepo
Humberto Suarez
Alvaro Peláez
Cl 46 # 78 - 335
Jack Manevich
Ivan Parra Restrepo
Copacabana Oscar Cardona
Cl 50 #40-17 L-169
Itaguí
Cl. 54 #46-88
Medellín
Cl. 44 #49-03
Bello
Fabricato
Cl. 44 #49-03
Bello
Facarda S.A.
Fatelares
Finca S.A.
Frigopor ltda.
Grulla
Cr. 45 # 66A-14
Itagui
Medellín
Cl 60 # 56 - 77
Cl. 36 # 56-76
Cl 72 # 67 - 26
Teléfonos
3021717
3772255
3736869
3757500
3658888
Consumo
Tipo de
Equipo de
Posee
carbón (kg/hr) alimentación control plataforma
Manual
No
No
600 Kg/día
Manual
No
No
30 ton/sem 24hoAutomática
No
No
Manual
No
22 Manual
Si-ciclon
No
Manual
Si (verificar)
532 Automática
Si
Si
SemiautomáticaSi
Si
SemiautomáticaSi
Si
Automática
Si
Si
1200 kg/d
Automática
Si-ciclon
Si
AutomáticaMulticiclón Si
elevador
150
5170
310 SemiautomaticaCiclón
No
200 110 psi
250 Automática
Si
Ciclón
150
Manual
Multiciclón Si
3 de 90 mil lb/hr
Multiciclón Si
Automática
100
Manual
Multiciclón No
3511466
3720666
4810300
50 85 psi
300 10000 lb/h
500
2895150
2812995
2812790
4613704
3020194
2850177
3011933
3788333
3788333
3722400
4650020
4547600
Andrés Marín
3720644
Hernando Espinosa 3723912
Flores
Ing. Maria Teresa
4542424
Salazar
Ing. Maria Teresa
4542424
Salazar
Oscar García
3726060
Ing. Rodrigo Giraldo 2513266
Francisco Javier Zapa 3787790
Sr. Norberto Casas 4375217
Hernán Guantiva
3312222
Itagüí
Medellín
Sabaneta
Equipo
Producción
(BHP)
vapor (ton/hr)
100
60
300 120 psi
80
50 200Kg/8 h
70
1000
400-400-150
300-300
1000
100
900
150
60
30 y 50 mil
lb/hr
80 y 100 mil
lb/hr
11 ton/mes
Manual
Manual
294 Semiautomátic
a
Manual
700 Kg/día. 14 Manual
horas
Automaticas
150
300
300
80
100 (vertical)
Intertex S.A.
Inversiones El Cid
Inversiones S y F
(Lavandería Suprema)
Invatam
Invatex
Kromia
Laundry
Lavacolor
Lintex
Sabaneta
Medellín
Trans 78 #65-18
Medellín
Cl 8 Sur # 50FF-85
Calle 14 #52A-134
Medellín
Medellín
Jorge A.Villegas
Javier Giraldo
Héctor Duque
2885633
5132500
4414545
Cra. 51 #12Sur-164
Wilson Avendaño
3615909/10
Ing Fernando Botero 2859191
2618800
Medellín
Victor Hugo Fernández
Copacabana Hernán Arango
2744595
Medellín
2646633
Itaguí
Carlos Alarcon
3741818
Itaguí
Juan Fernando Aristiza3725858
Medellín
Iván Franco
4426060
Medellín
Alejandro
2854597
Cl. 7 # 23C-10
Girardota
Calle 28 #44-53
Calle 50 # 34-34
Cl 53 # 73-125
Cl. 25 # 41-185
Cr. 42 # 54A-115
Cl. 80 # 65-131
Nubiola Colombia
Pigmentos S.A.
Ospina Grasas y Pieles
Cl 46 #78-523
Andrés Mauricio
Osorio
Copacabana Edgar Zapata
Papelsa
Vereda dos Quebradas Barbosa
Pelco
Postelectras Dishierros
Productos Familia
Cl 27 #41-163
Juan Carlos Ortíz
Itaguí
Juan Vasco
Copacabana Clara Upegui
4444646
ext 133
48103404815988
4057000/32
No
Si
Multiciclón Si
Automaticas
Multiciclón Si
Automática
Automática
Automática
Automática
Si
Multiciclón
Si-ciclon
Ciclón
No
No
Si
Si
300 10000 lb/h
200-300
100
100-200
150
800-900 Kg/h
Manual
Automatica
Automaticas
Manual
Si
Multiciclón
Ciclón
Si
(verificar)
No
Ciclon
Si
Si
Si
No
Manual
Manual
70 ton/mes
1000-400
60
300 y 80
50 1600 lb/h
600 13000 lb/h
200 y 400
150
3x600
No-escalera
Si
Automática
Si-Si
Si-Si
18 ton/mes
Automática
No
Si
125-83,3 Automática
No
Si
50 Kg/12 h
Manual
No
No
Si
SemiautomaticaCiclón
Automática-Aut Ciclón-Cicló Si-Si
AutomáticaSi
tornillo sin fin
Automática
Si
Si
150
Automática
1200
Fuel-oil-carbón Automática
Multiciclón Si
Ciclones
Si
3762525
2747474
3609500
250-350
60
Grande 750 psi-12302ft2
Manual
Manual
Automática
Si (verificar) Si
No
No
Si
Si
Raul Arenas
Augusto Vasquez
Ing. Carlos M. Mejía
Camilo Torres
Jaime García
Ana Cecilia Estrada
Carlos Alberto
Londoño
Medellín
Hernando Duque
Medellín
Carlos Arturo Vélez
Copacabana Franklin Murillo
Girardota
Fabio Eusse
2652077
2798888
4548000
2770064
2320950
4062555
2812827
37233782818290
2853511
2651900
4533079
2893131
50
400
200 6800 lb/h
50
200 150 psi
1800 60000 lb/hr
150
300
Manual
Automática
Automática
Manual
Manual
Automática
Manual
Automática
No
Si
Si
Si
Multiciclón Si
No
No
Ciclón
No
Multiciclone Si
No
No
Si
Si
Calle 59 # 44 – 80
Aut. Sur Cr 50 # 85-117 Medellín
Sr. Jorge Alberto
Cra. 51 # 14 - 110
Proincol Ltda.
Cra. 54 # 75 AB Sur 220Sabaneta
Propac
Cra. 49A # 24A - 34
Solla S.A.
Bello
Sulfoquímica
Cl 55 # 46-85
Itaguí
Tecnilavasept
Medellín
Cra. 50 # 25-243
Barbosa
Vereda La Chicharra
Tejicondor-Fabricato
Telas y procesos
Cl 25 41-145
Itaguí
Teñidos y acabados Ltda. Cl 25 # 41 - 125
Itaguí
Teñimos (Guayabal)
Termicid (Termimoda)
Termilenio
Textiles Balalaika
Cra 52 # 6Sur-69
Cra. 52 # 27A-65
Cl. 103 # 46-446
Tintexa
Cl 72 45A - 25
Medellín
Héctor Zapata
3737995
100
Tintorería Servicolor
Cl 12 # 52A - 215
Medellín
Iván Marín
2554644
Tintorería soviesky
Carrera 45 30-42
Medellín
Ovidio Ospina
1250000kcal
/h-534hp
500
Vicuña S.A.
Cl 30A #82A-50
Medellín
Luis Fernando
Alfonso
2628298/20
07
2382001ext 370
Calderas de 50 a 150 BHP
Calderas mayores de 150 BHP
Ciclón
Ciclón
83
Cl 37 Sur # 45A - 51
Cl 57 Sur # 43A – 174
Indugevi S.A.
Industrias El Toro
Cr 55 # 49-18
Ind. Alimenticias Castilla
Ciclón
No
Multiciclón Si
Ciclón
Si
208
Manual y 2 aut. No-si-si
Si-si-si
Automatica
Multiciclón si
9 ton/día en tota SemiautomáticaCiclón-Cicló Si-Si
42 Automática
2 ciclones Si
3x150
200
200-400
200
400
80-90 ton/mes
17
70
16000 lb/hr
97 Automáticaeslavones
9500kg/d Manual
Ciclón
Si
No
No
62,5 Automatica
ciclón
No
300 Manual
Multiciclón Si
30
49
15
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Distribución de capacidades de las calderas a carbón
del Valle de Aburrá
30; 38%
Calderas de 50 a 150 BHP
Calderas mayores de 150 BHP
49; 62%
Figura 6. Distribución de capacidades de calderas a carbón del Valle de Aburrá
Después de analizar la base de datos depurada, se observó la tendencia de las calderas a carbón a la
implementación de la alimentación automática y sistemas de control de emisiones, por lo tanto, en acuerdo con el
estadístico, se decidió contar con estas dos condiciones para la selección de la muestra.
Los resultados de la base de datos fueron los siguientes:
De las 79 calderas que trabajan a carbón dentro de la
jurisdicción del Área Metropolitana del Valle de Aburrá, existen 50 calderas en total, con alimentación automática y
con sistema de control de emisiones. De estas 50 calderas, se tienen las siguientes poblaciones:
•
•
Rango 1; calderas con potencia entre 50 BHP y 150 BHP: 11 calderas
Rango 2; calderas con potencias mayores a 150 BHP: 39 calderas
3. VISITAS DE SONDEO A ALGUNAS EMPRESAS DEL ÁREA CON CALDERAS A CARBÓN.
Se visitaron las siguientes empresas:
• Inversiones S y F “Lavandería Suprema”, la cual posee dos calderas a carbón con capacidades de 400 y 1000
BHP.
• Teñidos y Acabados, la cual posee una caldera a carbón con capacidad de 300 BHP
• Telas y Procesos, que cuenta con una caldera a carbón con capacidad de 150 BHP
Se contactó a los encargados del manejo de las calderas en estas empresas y se realizó un registro fotográfico del
tipo de alimentación, los equipos de control y las plataformas de muestreo. De estas visitas de sondeo, se hizo un
informe, el cual se envió al auditor del Área Metropolitana.
4. SELECCIÓN DE LA MUESTRA OBJETO DE ESTUDIO.
Analizando con el estadístico la información recopilada, se determinó seleccionar inicial y aleatoriamente seis
calderas, de acuerdo a la población obtenida donde se harán dos muestreos isocinéticos por caldera, para un total
de 12 muestreos. Las empresas seleccionadas fueron:
•
•
•
•
•
•
Teñidos y Acabados Asociados
Calcetería Crystal
Fatelares S.A
Industrias “El Toro”
Inversiones S y F
Cervecería Unión
Se discutieron al interior del grupo, los datos preliminares de estos muestreos para evaluar la necesidad de nuevos
muestreos y se determinó correr el modelo con los datos de ambos convenios (327-161) para tener más
16
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
registros. Se determinó que el número mínimo de muestreos debería ser 25 y deseable 30. Para este convenio
se decidió realizar 4 muestreos en calderas de 600 y/o 800 BHP para tener un rango completo de tamaños ya que
la mayoría de los muestreos se han hecho con calderas de 300 y 400 BHP.
Se seleccionaron adicionalmente las empresas Colombiana Kimberly, que posee una caldera de 900 BHP, y la
empresa Nubiola Pigmentos S.A, con una caldera de 600 BHP.
5. VISITAS DE PREMUESTREO Y PROGRAMACIÓN DE MUESTREOS A LAS EMPRESAS SELECCIONADAS
La programación de los diferentes muestreos isocinéticos fue realizada solicitando una cita mediante contacto
telefónico con los representantes de las empresas, con el fin de realizar inicialmente una visita premuestreo para
recopilar los datos específicos del equipo de combustión a muestrear.
Durante las visitas de premuestreo, se acordaron las fechas de elaboración de cada uno de los muestreos y se
organizó la logística de montajes y capacitación en seguridad en las empresas donde se requerían.
Posteriormente se informaba a la interventoría de la programación acordada con las empresas y de los requisitos
necesarios para la entrada al sitio. Después de contar con la logística necesaria, se llevaban a cabo los muestreos
isocinéticos en presencia de la interventoría del convenio, la química María Edilia Arboleda
6. ELABORACIÓN DE MUESTREOS ISOCINÉTICOS
Métodos de caracterización de fuentes de contaminación atmosférica
La determinación de la cantidad de un contaminante del aire, presente en una emisión atmosférica, o en el aire
ambiente, requiere de mucho cuidado y el uso de los equipos adecuados, puesto que en cualquiera de los casos,
la concentración del contaminante que interesa, es relativamente pequeña.
Muestreo de los contaminantes en las emisiones
El método consiste en tomar una muestra de la emisión que permita determinar la concentración del contaminante
y el flujo del gas portador, con el fin de calcular el flujo másico del contaminante; este muestreo se realiza con un
muestreador de chimenea. La muestra debe tomarse cumpliendo con el requisito de no generar una separación
mecánica de los contaminantes con respecto al gas portador, en otras palabras la toma de la muestra debe
realizarse a la misma velocidad en que son transmitidos los contaminantes en el ducto de muestreo; al
cumplimiento de este requisito se le denomina muestreo isocinético. El porcentaje de isocinetismo debe estar en
un rango de 90-110% y esta dado por la siguiente ecuación:
% Isocinetismo = 100
Vn
Vs
En la cual:
Vn = Velocidad de toma de muestra.
Vs = Velocidad de gases en la chimenea.
La muestra de gas que contiene el material particulado se succiona isocinéticamente del ducto o chimenea por el
cual se emite a la atmósfera, haciendo uso de una sonda acoplado a un tubo Pitot. El tubo Pitot tiene como
propósito medir la presión de velocidad y así, calcular la velocidad de los gases en la chimenea o ducto donde se
éste haciendo el muestreo. La boquilla de muestreo puede variarse, para así modificar la velocidad de succión de
tal modo que se pueda garantizar la condición de isocinetismo.
Cuando se presentan condiciones no isocinéticas:
•
•
•
Las partículas mayores tienden a moverse en la misma dirección inicial.
Las partículas menores tienden a seguir las líneas de flujo.
Las partículas intermedias sufren alguna deflexión.
17
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
6.1.
METODOLOGIA EPA
Los muestreos isocinéticos se realizan con base en la metodología de la Agencia de Protección
Ambiental de los Estados Unidos (USEPA) y en concordancia con ello, la legislación colombiana, adopta
esta metodología, con la siguiente equivalencia:
Método 1 (Artículos 97, 98, 99, 100, 101, 102 del Decreto 02/82): selección del sitio de muestreo,
determinación del número de puntos y su localización en la chimenea.
Método 2 (Artículos 103, 104, 105, 106 del Decreto 02/82): Determinación de la velocidad de las
emisiones y flujo volumétrico del gas en la chimenea.
Método 3 (Artículos 107, 108, 109, 110 del Decreto 02/82): Análisis de los gases en la chimenea para
determinar el porcentaje de dióxido de carbono (CO2), Oxígeno (O2), monóxido de carbono (CO) y el
peso molecular del gas seco.
Método 4 (Artículos 111, 112, 113, 114 del Decreto 02/82): Determinación de la humedad contenida en
los gases de la chimenea.
Método 5 (Artículos 115, 116, 117, 118 del Decreto 02/82): Determinación de la emisión de partículas por la
chimenea o ductos de fuentes fijas artificiales.
ograr que la toma de muestra se realice en forma isocinética, requiere la adopción de una estrategia de muestreo
que incluye los métodos del 1 al 5 definidos por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA):
Método 8 : Determinación de emisiones de acido sulfúrico y dióxido de azufre de fuentes fijas: El método EPA 8
tiene como principio la aspiración isocinética de una muestra de los gases de la fuente fija y hacerla pasar a través
de una solución de isopropanol al 80% y de peróxido de hidrógeno al 3%, los cuales sirven como sustancias
absorbentes de los compuestos ácidos que son emitidos por los procesos de combustión. .
Los métodos EPA 5 y 8 requieren la medida del volumen del gas extraído, para determinar la concentración de las
partículas y las neblinas ácidas emitidas a la atmósfera.
6.1.1. EPA Método 1:
Consiste en la selección del sitio de muestreo, determinación del número mínimo de puntos y su localización en
las chimeneas y ductos de fuentes puntuales.
El lugar de medición debe contar con las siguientes características técnicas:
•
•
•
Plataforma de trabajo, con las características descritas en la Figura 7
Escalera de acceso a la plataforma de trabajo,
Suministro de energía eléctrica cercano a los puertos de muestreo.
¾ Selección del sitio de muestreo.
El sitio de muestreo se ubica a una distancia de al menos, ocho diámetros de chimenea corriente abajo y dos
diámetros de chimenea corriente arriba de una perturbación al flujo normal de gases de combustión. Se entiende
por perturbación cualquier codo, contracción o expansión que posee la chimenea o conducto.
Cuando no sea posible cumplir con los requisitos señalados, se podrá escoger un sitio intermedio, el cual no podrá
estar ubicado a una distancia menor que dos diámetros de chimenea o ducto, después de una perturbación, ni
medio diámetro antes de la siguiente. En conductos de sección rectangular, se utilizará el mismo criterio, salvo que
la ubicación de los puertos de muestreo se definirán de acuerdo con el diámetro equivalente del conducto.
De =
2 AB
A+ B
Donde:
De : Diámetro equivalente
A : Largo
18
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
B : Ancho
PLATAFORMA DE TRABAJO
A. Plataforma con al menos 0,9 m
de ancho (1,2 m para chimeneas
con 3,0 m o más de diámetro) y
capaz de soportar el peso de 3
personas y de 100 kg. de equipo.
PASAMANOS
DE SEGURIDAD
Al menos dos
diámetros de
chimenea por debajo
de la cúspide.
B. La plataforma contará con
pasamanos de seguridad y
poseerá
acceso
mediante
escalera, adecuada para el efecto
C. No debe existir ningún tipo de
obstrucción a 0,9 m de distancia,
por debajo de los puertos de
muestreo.
Al menos ocho
diámetros de
chimenea sobre la
última obstrucción.
Se deberá contar con una
fuente de energía eléctrica
para conectar los equipos de
medición.
Figura 7: Requisitos para ejecución de medición de emisiones al aire desde fuentes fijas
Número mínimo de puntos de medición
Cuando se cumple con el criterio de los ocho y los dos diámetros, el número mínimo de puntos será:
Doce (12), para ductos o chimeneas circulares o rectangulares con diámetro real o equivalente
superiores a 0.60 metros
iguales o
Ocho (8), para ductos o chimeneas circulares con diámetros reales entre 0.30 y 0.60 metros
Nueve (9), para ductos o chimeneas rectangulares con diámetros equivalentes entre 0.30 y 0.60 metros.
Cuando no se cumpla el criterio de los ocho y los dos diámetros, se escogerá un número mayor de puntos, el cual
se definirá de acuerdo con la figura 9 para secciones circulares. En la figura, se determina las distancias existentes
tanto corriente abajo como corriente arriba desde los puertos de muestreo y se traza una línea imaginaria vertical
desde el número de diámetros de chimenea corriente arriba (Distancia A) y corriente abajo (Distancia B), hasta
interceptar la figura, y se seleccionará el mayor número de puntos de medición indicado en la figura, de forma tal
que, para una chimenea de sección circular, el número de puntos de medición sea múltiplo de cuatro. En cambio,
para chimeneas de sección rectangular, la distribución de puntos de medición se definirá en base a la matriz de la
Tabla 1.
Ubicación de los puntos de medición.
Chimeneas de sección circular:
Para un número determinado de puntos de medición, se dividirá la sección transversal de la chimenea o ducto en
un número de áreas circulares igual al número de puntos de medición dividido 4, en cada área se ubican puntos
de medición trasversales, localizados dentro de cada una de las áreas. Figura 8 . La Tabla 2 presenta la ubicación
y localización de los puntos de muestreo, dando el porcentaje del diámetro de la chimenea desde la pared inferior
hasta el punto de muestreo.
19
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Diámetros de Ducto Corriente Arriba de Perturbación del Flujo * (Distancia A)
0.5
1.0
1.5
2.5
2.0
50
a
40
Perturbación
El número mayor es para
chimeneas o ductos de
sección rectangular
A
Sitio de
Muestreo
B
30
24 o 25
a
Perturbación
20
20
16
Diámetro de la chimenea > 0,61 m
12
* Dedse el punto hasta cualquier tipo
de Perturbación (Codo, Expansión,
Contracción, etc. )
10
8o9
a
Diámetro de la chimenea = 0,30 a 0,61 m
0
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Diámetros de Ducto Corriente Abajo de Perturbación del Flujo * (Distancia B)
Figura 8: Número de puntos de medición para una chimenea o ducto de sección
Tabla 5. Ubicación de puntos de medición en chimeneas o conductos de sección circular.
NUMERO DE PUNTOS DE
MEDICIÓN
9
12
16
20
25
30
36
42
49
DISTRIBUCIÓN
PUNTOS
3x3
4x3
4x4
5x4
5x5
6x5
6x6
7x6
7x7
DE
Tabla 6. Distribución de puntos de medición para una chimenea o ducto de sección rectangular
20
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Número de puntos
Número de puntos de medición en un diámetro de chimenea
de medición para
un diámetro
2
1
14,6
6,7
2
85,4
25,0
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
4,4
3,2
2,6
2,1
1,8
1,6
1,4
1,3
1,1
1,1
14,6
10,5
8,2
6,7
5,7
4,9
4,4
3,9
3,5
3,2
3
75,0
29,6
19,4
14,6
11,8
9,9
8,5
7,5
6,7
6,0
5,5
4
93,3
70,4
32,3
22,6
17,7
14,6
12,5
10,9
9,7
8,7
7,9
5
85,4
67,7
34,2
25,0
20,1
16,9
14,6
12,9
11,6
10,5
6
95,6
80,6
65,8
35,6
26,9
22,0
18,8
16,5
14,6
13,2
7
89,5
77,4
64,4
36,6
28,3
23,6
20,4
18,0
16,1
8
96,8
85,4
75,0
63,4
37,5
29,6
25,0
21,8
19,4
9
91,8
82,3
73,1
62,5
38,2
30,6
26,2
23,0
10
97,4
88,2
79,9
71,7
61,8
38,8
31,5
27,2
11
93,3
85,4
78,0
70,4
61,2
39,3
32,3
12
97,9
90,1
83,1
76,4
69,4
60,7
39,8
13
94,3
87,5
81,2
75,0
68,5
60,2
14
98,2
91,5
85,4
79,6
73,8
67,7
15
95,1
89,1
83,5
78,2
72,8
16
98,4
92,5
87,1
82,0
77,0
17
95,6
90,3
85,4
80,6
18
98,6
93,3
88,4
83,9
19
96,1
91,3
86,8
20
98,7
94,0
89,5
21
96,5
92,1
22
98,9
94,5
23
96,8
24
98,9
Nota: Valores como porcentaje del diámetro de la chimenea, y a ser contados desde la pared interior de la
chimenea hasta el punto de medición.
6
5
4
3
2
1
Figura 9. Sección trasversal de una chimenea circular dividida en 3 áreas iguales, mostrando la
localización de 12 puntos de muestreo centrados en cada área
21
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
• Chimeneas de sección rectangular
Para un número determinado de puntos de medición, se dividirá la sección transversal de la chimenea o conducto
en un número de áreas rectangulares igual al número de puntos de medición determinado. Luego, cada punto de
medición se ubicará en el centro de cada área rectangular definida. Ver Figura 10.
Figura 10. . Sección trasversal de una chimenea rectangular dividida en 12 áreas iguales, mostrando la
localización de los puntos de muestreo centrados en cada área
6.1.2.
EPA Método 2:
Consiste en la determinación de la velocidad de las emisiones y el gasto volumétrico en chimeneas o ductos.
El procedimiento para determinar estas variables es el siguiente:
a. Uso de un tubo Pitot, del tipo estándar o del tipo S, para medir la presión dinámica de la corriente de
gases de escape.
b. Medición de la temperatura del gas dentro de la chimenea.
c. Barómetro para medir presión atmosférica.
d. Analizador de gases para determinar el peso molecular húmedo del gas en chimenea.
e. Cálculo de la velocidad del gas.
f. Determinación del área transversal del ducto o chimenea.
Para la aplicación del procedimiento, el tubo Pitot, previamente calibrado, se introduce en el ducto o chimenea, en
cada punto de medición seleccionado, y se toma lectura de la presión de velocidad. La velocidad promedio en el
conducto o chimenea será el valor obtenido, mediante la siguiente ecuación, para el promedio aritmético de todas
las lecturas de presión de velocidad registradas.
V = Kp * Cp ∆P
Ts
Ps * Ms
Donde:
V: velocidad del gas en chimenea (m/s ó ft/s)
Kp: constante de la ecuación de velocidad (34,97 sistema internacional ó 85,49 unidades inglesas);
Cp: coeficiente del tubo Pitot, provisto por el fabricante (adimensional);
∆P: presión de velocidad promedio (mm. H2O ó in H2O)
Ts: temperatura absoluta del gas en chimenea (K ó R)
Ps: presión total absoluta en chimenea = presión atmosférica + presión estática en chimenea (mm Hg ó in Hg)
Ms: peso molecular húmedo del gas en chimenea (g/g-mol ó libras/libra-mol)
22
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
El gasto volumétrico de la fuente fija de combustión se obtendrá multiplicando la velocidad promedio del gas por el
área transversal del conducto o chimenea en el sitio de medición.
6.1.3. EPA Método 3:
Consiste en analizar las emisiones de Dióxido de carbono (CO2), Oxigeno (O2), Monóxido de Carbono (CO) y el
peso molecular del gas seco.
Para este método se usa un analizador de gases para determinar el contenido de dióxido de carbono, oxígeno y
monóxido de carbono en los gases de escape. El analizador de gases podrá ser cualquiera de los modelos
disponibles localmente, tales como Fyrite, Orsat o analizadores con tecnología de celdas electroquímicas. Se debe
reconocer que algunos de estos instrumentos proveen resultados para dos de los tres parámetros requeridos, por
lo que se aceptará el uso de cartas, figuras, nomogramas, ecuaciones, u otros medios, que permitan determinar el
tercer parámetro a partir de dos parámetros conocidos.
El peso molecular del gas seco (Md), se determinará mediante la aplicación de la siguiente ecuación:
Md = 0.44 (% CO 2 ) + 0.32 (%O 2 ) + 0.28(% CO ) + 0.28(% N 2 )
El porcentaje de nitrógeno N2 se obtendrá restando del 100%, el % de CO2, el % de O2 y el % de CO.
Cuando no sea posible determinar el contenido de dióxido de carbono, de oxígeno y de monóxido de carbono en
los gases de escape, se podrá utilizar el valor de 30,0 (treinta) para el peso molecular seco, siempre que la fuente
fija opere con combustibles fósiles sólidos, líquidos o gaseosos.
6.1.4. EPA Método 4:
Consiste en determinar el contenido de humedad en las emisiones.
El procedimiento de medición que se requiere para llevar a cabo la determinación del contenido de humedad de las
emisiones comprende:
a.
b. Extracción de una muestra a un gasto constante
El equipo a utilizar será, en diseño, igual al utilizado en el método 5, para la determinación de emisión de
partículas. Se procurará que el volumen de gas colectado este entre 0,60 m3, a condiciones de referencia, y 0,020
m3 por minuto.
c.
Remoción de la humedad de la muestra
El equipo tiene una sección llamada caja fría, la cual consiste en cuatro impingers (burbujeadores) o envases de
vidrio, de los cuales los dos primeros se llenan con 100 ml de agua destilada, el tercero va vacío y el cuarto
impinger será llenado con 200 g de sílica gel. Todos los impingers se encontrarán alojados en una caja, llena con
hielo, a fin de permitir la condensación de la humedad presente en los gases de chimenea.
d. Determinación gravimétrica y volumétrica de la humedad colectada
Posterior a la toma de muestra, se determinará el contenido de humedad mediante el incremento de volumen de
agua colectada en los tres primeros impingers, y mediante el incremento de peso en el impinger llenado con sílica
gel. O mediante la diferencia de peso en cada impinger finalizando la medición con respecto al peso previo al
inicio de la misma. Los resultados que se obtengan, de volumen de agua colectada y de peso de agua colectada,
serán corregidos a las condiciones de referencia. El contenido de humedad, en los gases de chimenea, será la
razón entre el volumen total de agua colectada dividido para dicho volumen más el volumen de gas seco, este
último determinado por el equipo de muestreo.
23
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
B H 2O =
(Vab ( C . R ) + Vasg (C . R ) )
(Vasg ( C . R ) + Vasg (C . R ) + Vm ( C . R ) )
Donde:
BH2O= Humedad de los gases
Vab(C.R), Vasg(C.R) = Volumen de agua recolectada en los burbujeadores y en la sílica gel respectivamente a
condiciones de referencia (m3) o (ft3)
Vm(C.R) = Volumen de gas seco a condiciones de referencia (m3) o (ft3)
Como alternativa al método descrito, serán aceptables los métodos de estimación tales como técnicas de
condensación, técnicas psicrométricas mediante temperatura de bulbo seco y de bulbo húmedo, cálculos
estequiométricos experiencias previas, entre otros.
6.1.5. EPA Método 5:
Consiste en determinar las emisiones de partículas en chimeneas o ductos de fuentes fijas. Previo al muestreo se
deben seleccionar y marcar con cuidado de no dañarlos los filtros a utilizar. Se colocan en un desecador por un
periodo de 24 horas y se pesan tanto el filtro a utilizar en el muestreo como el blanco expuesto en el campo de
muestreo.
La vidriería a utilizar se debe lavar con solución jabonosa y enjuagar por varias veces con agua corriente, seguido
de una adición de mezcla sulfocrómica por 15 minutos, luego se retira la mezcla sulfocrómica, se aclara con agua
corriente y con agua desionizada varias veces y se coloca en la estufa a secar a 100°C.
La recolección de la muestra se hace mediante el equipo denominado tren isocinético. Figura 11. Este equipo
consiste de cuatro secciones principales: la sonda de captación de partículas, la sección del filtro (caja caliente), la
sección de condensación de humedad o impingers (caja fría), y, la sección de medidor de volumen de gas seco
muestreado. Las mediciones a efectuarse deberán incluir la descripción técnica del equipo y especificaciones del
fabricante.
El tren de muestreo esta conformado de las siguientes partes:
¾
Boquilla. La boquilla será hecha de níquel, de acero inoxidable níquel-plateado, de cuarzo, o de vidrio de
boro silicato.
¾
Sonda. Es un tubo metálico, recubierto de una resistencia que calienta la sonda para impedir la
condensación del vapor de agua. Sirve como soporte a un tubo interno de vidrio de cuarzo, por donde es
trasportada la muestra. La sonda tiene adherido un tubo pitot en S para medir la cabeza de velocidad y un
termopar para determinar la temperatura. La sonda se acopla a la boquilla por un extremo y por el otro va al
modulo de muestreo.
Modulo de muestreo. Este consta de una caja caliente y una fría.
¾
•
Caja caliente. Esta caja en su interior tiene una resistencia para evitar que se deshaga el filtro por la
condensación de vapores de agua. En ésta se coloca un porta filtro de vidrio de cuarzo y en él un filtro
de fibra de vidrio descrito anteriormente. El porta filtro se conecta por uno de sus extremos con la
sonda y por el otro con el primer impinger de la caja fría.
•
Caja fría. En ella el enfriamiento se logra por un baño de hielo. En ésta caja se colocan 4 impingers.
El primero se conecta por medio de un codo al porta filtro de la caja caliente y estos a su vez se
conectan en serie, para recoger los condensados y remover la humedad del gas.
¾
Cordón umbilical. Es un conjunto de cables electrónicos y conexiones de vacío y presión que conectan la
sonda con el modulo de control.
24
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Modulo de control. Es la unidad que controla las operaciones del muestreo, esta compuesto por:
¾
•
•
•
•
•
•
•
Dos manómetros en U para determinar caídas de presión, en el tubo pitot y en la placa de orificio
Reóstato para el control de las resistencias de la sonda y la caja caliente
Medidor de gas seco
Bomba de vacío
Manómetro de vacío
Válvulas de ajuste grueso y fino
Interruptores para controlar la resistencia
Figura 11. Tren de muestreo isocinético para determinar material particulado
El muestreo se hace isocinéticamente, esto es, la velocidad de succión del gas debe ser semejante a la velocidad
de salida de estos por la chimenea. La condición de isocinetismo aceptada deberá estar comprendida entre 90 y
110%.
La muestra de partículas será colectada, en cada uno de los puntos de muestreo al interior de la chimenea,
definidos con el método 1, durante un período igual en cada punto, de tal forma que el periodo de muestreo sea
mínimo de una (1) hora. En ningún caso el tiempo de muestreo, en cada punto, puede ser inferior a tres (3)
minutos. El material particulado isocinéticamente
Previo a la ejecución de las mediciones, se deberá efectuar una prueba de fugas en el equipo de muestreo, una
vez armado en el sitio. La prueba consiste en taponar la boquilla, luego se procede a encender el equipo
verificando que todo el sistema eléctrico funcione. Se apagan todos los interruptores excepto el de la bomba de
succión. Se abre la válvula de control grueso hasta que el indicador de vacío señale 381 mm de H2O o 15 in de
H2O, si el medidor de gas seco no varía más de 5.66*10-4 m3/min o 0.02 ft3/min se considera que no hay fugas al
iniciar el muestreo. En caso contrario se deben chequear todas las conexiones hasta que la prueba de fugas de
negativa.
25
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Con los datos obtenidos en los métodos 1, 2 y 3 se procede a determinar el diámetro de la boquilla a utilizarse
durante el muestreo, utilizando las siguientes ecuaciones.
⎡ 608Qm * Pm ⎛ Ts * Mh ⎞1 / 2 ⎤
Dn = ⎢
⎜
⎟ ⎥
⎣⎢ Tm * Cp(1 − BH 2O ) ⎝ Ps∆P ⎠ ⎦⎥
1/ 2
S.I
⎡ 0.0358Qm * Pm ⎛ Ts * Mh ⎞ 1 / 2 ⎤
Dn = ⎢
⎟ ⎥
⎜
⎢⎣ Tm * Cp(1 − B H 2O ) ⎝ Ps∆P ⎠ ⎥⎦
1/ 2
U.S
Mh = (1 − B H 2O ) Md + 18 B H 2O
Donde:
Dn: Diámetro de la boquilla (mm) o (in)
Qm: Flujo de gas a través del medidor (m3/min) o (ft3/min). Normalmente es 0.017 m3/min o 0.6 ft3/min
Tm: Temperatura en le medidor (k) o (R)
Ts: temperatura en la chimenea (k) o (R)
∆P: Presión de velocidad promedio del tubo pitot (mm H2O) (in H2O)
Ps: Presión absoluta del gas de la chimenea (mm de Hg) o (in de Hg) Asumir la atmosférica del sitio
Pm: Presión absoluta del gas en el medidor (mm de Hg) o (in de Hg) Asumir la atmosférica del sitio
B H 2O
: Contenido de humedad del gas en fracción (Asumida o calculada)
Md: Peso molecular del gas seco (g/gmol) o (lb/lbmol)
Mh: Peso molecular del gas húmedo (g/gmol) o (lb/lbmol)
Se procede luego a succionar el material particulado isocinéticamente, para lo cual se calcula la diferencia de
presión en el medidor de orificio con las lecturas de presión de velocidad y las temperaturas de los gases en la
chimenea y el medidor.
⎡ Tm ⎤
∆H = K ⎢
∆P ⎥
⎣ Ts
⎦
[
]
⎛ Md ⎞⎛ Ps ⎞
K = 8.204 * 10 −5 Dn 4 ∆H @ Cp 2 1 − B H 2O ⎜
⎟⎜
⎟
⎝ Mh ⎠⎝ Pm ⎠
[
S.I
]
⎛ Md ⎞⎛ Ps ⎞
K = 846.72 Dn 4 ∆H @ Cp 2 1 − B H 2O ⎜
⎟⎜
⎟
⎝ Mh ⎠⎝ Pm ⎠
U.S
Donde:
∆H: Diferencia de presión en el medidor de orificio (mm H2O) (in H2O)
K: Factor de proporcionalidad que relaciona ∆H y ∆P para el muestreo isocinético
Tm: Temperatura en le medidor (k) o (R)
Ts: Temperatura en la chimenea (k) o (R)
K: Coeficiente de proporcionalidad que relaciona ∆P y ∆H
∆H@: Coeficiente del medidor de orificio que depende de la calibración del medidor
Cp: Coeficiente del tubo pitot, que depende de la calibración del mismo
Dn: Diámetro de la boquilla (mm) o (in)
26
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Después se ajusta el flujo con las válvulas de control hasta que el valor de ∆H coincida con el valor calculado.
Para cada punto de medición se lee la presión de velocidad y se lleva este dato a la ecuación para obtener ∆H.
Este valor se consigue en la consola mediante la manipulación de las válvulas de control fino y grueso. Una vez
conseguida la presión de succión se determinan las siguientes variables para cada uno de los puntos.
•
•
•
•
•
Se lee el ∆P y se ajusta ∆H en cada punto
Tiempo de muestreo en cada punto
Volumen de la muestra tomada, indicada en el medidor de gas seco
Temperatura de la chimenea
Temperatura a la entrada y salida del medidor
Una vez finalizado el muestreo se retira cuidadosamente la soda del punto de muestreo y se sellan con cinta las
bocas o entradas que queden descubiertas para traslada el equipo de muestre armado al laboratorio, donde se
determina gravimétricamente la masa de partículas, esto es, mediante la diferencia de peso en filtro finalizando la
medición con respecto al peso previo al inicio de la misma y el peso de los impinger para hallar la humedad del
gas.
Además, se determina el peso de aquellas partículas captadas en la sonda de muestreo. Para esto, se realizará
un enjuague en los dos sentidos de paso a la sonda con la boquilla de succión puesta, utilizando para el efecto
“acetona”. El líquido colectado será almacenado en un frasco de vidrio, y llevado a laboratorio, en donde será
transferido a un vaso de precipitación, será registrado su peso inicial, y se dejará evaporar el solvente a
temperatura y presión ambiente. El vaso será secado por un período de 24 horas y registrado su peso final. La
masa total de partículas colectadas será la suma de las partículas obtenidas en el filtro más aquellas captadas al
interior de la sonda de muestreo.
La concentración de partículas emitidas, a expresarse en miligramos por metro cúbico de aire seco, será la masa
total de partículas dividida por el volumen total de gas seco muestreado, y corregido a las condiciones de
referencia.
6.1.6.
EPA Método 8
Sensibilidad de la técnica: Neblina ácida (H2SO4) 0.05 mg/m3 (0.03 x 10-7 lb/ft3).
Bióxido de azufre 1.2 mg/m3 (3 x 10-9 lb/ft3).
Procedimiento:
‚
Preparar el tren de muestreo : Poner 100 ml de IPA al 80% en el primer impinger, poner 100 ml de H2O2 al 3%
en el segundo y tercer impinger, guardar una porción de cada reactivo como solución blanco, poner 200 mg de
silica gel en el cuarto impinger.
‚
Muestreo: Chequear periódicamente la línea de conexión entre la sonda y el primer impinger y elevar la
temperatura cuando se observe condensación. El muestreo se debe realizar isocineticamente, pero la tasa no debe
ser superior a 1.0 cfm (0.03 m3/min), para garantizar esto, se debe elegir la boquilla apropiada basado en el rango
de cabezas de velocidad encontradas previamente, seleccionar el tamaño de la boquilla de modo que la tasa de
muestreo máximo no exceda 0.03m3/min., chequear el ∆H máximo con la ecuación
Max∆H ≤
1.09 Pm.M .∆H @
Tm
‚
Recuperar la muestra: Drenar el agua del sistema de enfriamiento o condensación, purgar el sistema de
muestreo con aire ambiente poniendo en funcionamiento el tren de muestreo a la misma tasa empleada durante el
desarrollo del mismo, por al menos 15 minutos. Contenedor No. 1 (análisis de ácido sulfúrico). Transferir a este
contenedor la muestra recogida en el primer impinger, incluyendo el IPA 80% utilizado para lavar la sonda y
vidrieria que se encuentre hasta la parte frontal del portafiltros, incluyendo el filtro, llevar a volumen de 250 ml.
Contenedor No. 2 (análisis de SO2). Llevar las muestras del segundo y tercer impinger a un frasco de 1 litro, y lavar
la vidrieria que se encuentra después del portafiltros, con agua, y llevar a volumen (1000 ml).
‚
El volumen de muestra tomado (corregido a condiciones estándar) debe exceder el volumen total mínimo
requerido de 1.15 dscm (40.6 dscf)
27
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
‚
El tiempo de muestreo para cada punto de muestreo debe ser de 2 minutos o más, escogiendo un número
entero mas 0.5 minutos.
Requerimientos Adicionales:
a)
El Método EPA 8 se puede combinar con el Método EPA 5.
b)
Los sulfatos se pueden cuantificar si este método se combina con el Método EPA 5. El
sulfato total es la suma de los sulfatos encontrados en el lavado de la sonda, el filtro que retiene
las particulas y el H2SO4 encontrado en el primer impactor. El procedimiento para el análisis del
sulfato de la sonda y el filtro debe ser por cromatografía iónica o titulación como el Método EPA
8 con la adición del acondicionamiento de la muestra. El acondicionamiento de la muestra se
debe realizar con una resina de intercambio iónico o método equivalente para remover cationes
de interferencia antes de la titulación.
6.2.
PROCEDIMIENTO DE MUESTREO
El procedimiento de muestreo se realizó basado en
los “TERMINOS DE REFERENCIA PARA LA
PRESENTACIÓN DE ESTUDIOS DE CARACTERIZACIÓN DE EMISIONES ATMOSFÉRICAS y se describe en
este capitulo:
La información recopilada durante este muestreo se consignó en los formatos 1 y 2 del protocolo presentados en
este apartado.
6.2.1.
REQUERIMIENTOS MÍNIMOS EN EL MUESTREO DE MATERIAL PARTICULADO Y NEBLINAS
ÁCIDAS
Para determinar la cantidad de material particulado emitido a la atmósfera, la legislación colombiana ha regulado y
aceptado los métodos 1 a 5 y 8 , métodos de la Environmental Protección Agency (EPA), descritos en el numeral
en el Decreto 948 de 1995, el cual acepta lo reglamentado en el decreto 02 de 1982. Este muestreo requiere de
la toma de muestra del gas que contiene partículas en condición de isocinetismo.
•
Previo a la ejecución de mediciones, se deberá efectuar una prueba de detección de fugas en el equipo de
muestreo, una vez armado en el sitio.
•
El filtro debe estar en buenas condiciones.
•
El agua utilizada en todas las preparaciones de soluciones y en los impinger (burbujeadores) debe ser
estrictamente destilada para el método 5 de la EPA.
•
La caja fría en todo momento debe contener garantizar una temperatura inferior a 20 ºC.
•
En caso de efectuarse dos ó más muestreos isocinéticos para los SOx, se debe contar con la caja fría para
cada muestreo con sus respectivos impinger, de tal forma que no se alteren los resultado de la humedad.
•
Cualquier tipo de pesaje se debe realizar con balanza analítica calibrada, en superficie nivelada.
•
Las termocuplas para las mediciones de las temperaturas, deben ser verificadas en campo, especialmente la
que corresponde a la temperatura de los gases de la chimenea.
•
La sílica gel deberá estar libre de humedad.
•
Para la determinación de las neblinas ácidas, se hace uso de la norma EPA 8, realizando previamente el
“premuestreo” (normas EPA 1, EPA 2, EPA 3 y EPA 4). También se acepta el muestreo isocinético conjunto
para material particulado y neblinas ácidas.
28
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
6.2.2. DESCRIPCIÓN DE LOS
•
EQUIPOS Y CERTIFICACIÓN DE SU RESPECTIVA CALIBRACIÓN
Descripción de los Equipos utilizados en el muestreo
En la descripción técnica de los equipos se deberá proveer las especificaciones del fabricante,
en las que se especifique que el equipo cumple con los métodos promulgados por la US EPA.
Consignar: Marca, modelo, características técnicas y componentes.
Equipo de muestreo
Tren de muestreo para fuente fija: Se usa para la medición de material particulado y óxidos de azufre emitidos a la
atmósfera y tiene las siguientes características:
•
•
•
Marca: THERMO ANDERSEN
Modelo MST-C2, serial 90834
Componentes :
¾
¾
¾
¾
Una sonda de muestreo.
Conjunto de caja fría y caja caliente.
Cordón umbilical.
Consola manual.
La Figura 12 muestra la plataforma de muestreo
Figura 12. Equipo de muestreo isocinético para determinar material particulado
Para el análisis de los gases de combustión (CO y CO2) y la medición de óxidos de nitrógeno se utilizó un equipo
analizador de gases, con las siguientes características:
•
Marca: Bacharach
29
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
•
•
Modelo PCA -35, serial NK-1075.
Especificaciones y precisión del equipo
¾
¾
Precisión para medición de gases: el equipo tiene una precisión para lectura de O2, CO2 y N2 de
±0.3%
Precisión para medición de gases: el equipo tiene una precisión para lectura de CO de ± 5% (±
5ppm) para valores entre 0-2000 ppm, y ± 10% para valores entre 2001-4000 ppm .
La Figura 13 muestra el analizador de gases de combustión utilizado para este proyecto
Figura 13: Equipo analizador de gases de combustión
•
Calibración de los Equipos de Medición
Con el objeto de tener completa certeza de que los muestreos isocinéticos se realizan según lo dispuesto en los
métodos de la EPA (Métodos 1,2,3,4,5 y 8), avalados por el Ministerio de Salud, Decreto 02 de 1982, y el Ministerio
del Medio Ambiente, Decreto 948 de 1995 y Resolución 0058 de enero de 2002, se requerirá a partir de la fecha,
copia de los certificados de calibración de cada uno de los equipos y de algunos accesorios, utilizados en
el muestreo isocinético y con periodicidad de un año.
•
Equipo Muestreador de chimenea, Automático o manual
•
Tubo Pitot: Verificar el estado físico de este dispositivo el cual no debe presentar abolladuras,
desperfectos en su geometría (linealidad de ejes con respecto a la sonda), y limpieza al iniciar el
premuestreo en cada monitoreo. En caso contrario reemplazar este dispositivo por otro en buenas
30
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
•
•
•
•
condiciones físicas tal como se recomienda.
Temperatura: verificar las siguientes ocho (8) termocuplas: Forro de Sonda, Caja de Filtro, Chimenea,
Gas de muestra, último impinger, entrada del medidor de gas, salida del medidor de gas. Esta verificación
se debe hacer previamente a cada muestreo.
Presiones: calibración de los siguientes cinco (5) transportadores de presión: chimenea, velocidad,
sistema, orificio absoluto, orificio diferencial. Esta calibración se debe hacer previamente a cada muestreo.
Sistema medidor de gas seco: Certificado de calibración anual de la unidad de gas seco y el Certificado de
calibración del Calibrador Patrón o secundario.
Analizador de gases de combustión
El analizador de gases podrá ser cualquiera de los modelos disponibles localmente, tales como Fyrite, Orsat o
analizadores con tecnologías de celdas electroquímicas.
Se debe asegurar el correcto funcionamiento de los equipos, lo cual se podrá verificar en campo teniendo en
cuenta lo siguiente:
•
•
•
•
•
Sensor de oxígeno: Fecha en que se compró la celda y certificado donde se diga la duración que tiene el
Sensor.
Sensor Monóxido de carbono
Sensor de óxidos de nitrógeno
Sensor de óxidos de azufre (si se tiene)
Sensor de Temperatura de chimenea y temperatura ambiental.
La calibración de CO, NOX, y SOx se debe hacer cada año por medio del uso de gases certificados.
El equipo muestreador tradicional medidor de los gases de combustión (Orsat), no debe presentar fugas, las
mangueras deberán estar en buen estado, las conexiones no deberán estar deterioradas, y las soluciones no
deben presentar sedimentación, ni turbiedad.
•
Balanza analítica
Certificado de calibración anual de la balanza analítica en donde se determinó la gravimetría para el muestreo.
6.2.3. CALIBRACION DE CALDERAS
Con el fin de verificar las condiciones de funcionamiento de la caldera a carbón, se realizaba un análisis de gases
de combustión a la salida del ducto para chequear que las concentraciones de NOx, CO y CO2 estuvieran en
ciertos rangos especificados en las tablas 3 y 4 . Estos valores de referencia se obtuvieron del artículo 12 de la
resolución 391 del 2001 del DAMA, el SOx y NOx, para los gases CO, CO2, O2, se tomaron valores
recomendados por el fabricante de calderas de la ciudad.
Tabla 7: Valores recomendados para emisiones óxidos de azufre y de nitrógeno
Componente
Recomendado
(mg/m3)**
600
400
SO2
NOx
Tabla 8: Valores recomendados para gases de combustión
Componente
%
Rango de %
recomendado
CO2
12,60
10-15
O2
7,00
8-12
CO
0,004
Menor de 0.02
Fuente: Ing Edwin Bahamón de Calderas JCT
31
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
En cada de que los gases no estuvieran dentro de los rangos recomendados, se procedía a hacer alguno de los
siguientes procedimientos:
•
•
•
Variar la velocidad de giro de la parrilla
Ajustar la abertura de entrada de aire del ventilador
Aumentar o disminuir la entrada de aire a la parrilla
Finalmente se medían nuevamente los gases para corroborar que estuvieran en los rangos adecuados y se
iniciaba el muestreo.
6.2.4 SALUD OCUPACIONAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL
Debido a las normas de emisión de calidad de aire y a las regulaciones ambientales, la legislación colombiana
exige que la altura mínima de las chimeneas deba ser de 15 m. Por tanto todo muestreo isocinético se
considera como trabajo en alturas. El trabajo en alturas esta definido como todo trabajo que se realiza a mas
de 1.8 m de altura sobre un nivel mas bajo y en lugares donde no existen plataformas permanentes protegidas
en todos sus lados con barandas y retenciones.
CONDICIONES PARA EFECTUAR MUESTREO ISOCINETICO
Las empresas o particulares que realicen muestreo cinético deberán acreditar:
¾ Curso de capacitación básico (inducción general ) de trabajo en alturas
¾ Tener implementos de seguridad de acuerdo con las siguientes normas:
Arnes y cinturón: Norma Icontec 2021 y 2037, para eslingas y manilas la norma Icontec 2021.
¾ Permiso de trabajo en alturas: Para el informe de muestreo, presentar copia de permiso de alturas
expedido por la empresa.
7. ANALISIS GRANULOMETRICO DEL CARBON
Es la clasificación de una muestra de materiales en fracciones más homogéneas de tamaño que la muestra
original. Este análisis se realizó con el fin de estudiar la influencia del tamaño de carbón sobre los factores de
emisión. El procedimiento para efectuar dicho análisis se realizó de acuerdo con lo siguiente
¾ Se tomaron muestras de carbón de aproximadamente 1-5 Kg de los dispositivos de almacenamiento o
transporte: pilas de carbón, banda transportadora, cangilones o tolvas.
¾ En el laboratorio, se cuartea la muestreo de manera sucesiva hasta 2 o 3 veces , examinando la
homogeneidad de la muestra
¾ Se tamiza una muestra de carbón con un peso de 700-1000 gr., teniendo en cuenta que el primer tamiz no
retenga mas del 5 % del peso y que el último no deje pasar mas del 5% al colector.
¾ Se pesan cada uno de los tamices vacíos
¾ Se colocaron series entre 5-8 tamices de acuerdo con la homogeneidad de la muestra en un rotap durante
15 minutos.
¾ Se pesa el tamiz con la muestra con el peso retenido.
¾ Se calcula el peso retenido por diferencia entre el tamiz vacío y el tamiz lleno.
¾ Se reportan los resultados con el diámetro medio de la malla, definido como el diámetro de la malla que lo
deja pasar +diámetro de la malla que lo retiene dividido 2, ya que este se considera como el diámetro
aproximado de la partícula.
¾ Para cada uno de los muestreos, se construyó una tabla de % de material retenido vs diámetro medio.
¾ Finalmente se determinó el criterio de porcentaje de tamaño óptimo, definido como el porcentaje de
material entre 8-25 mm de tamaño de partícula.
32
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
8.. ANALISIS PROXIMO DE CARBONES
A los carbones muestreados, se les hizo análisis próximo de acuerdo con las siguientes normas:
Tabla 9. Normas para realizar análisis próximo del carbón
PARAMETRO
Preparación de la muestra
Humedad residual
Cenizas
Materia volátil
Carbono fijo
Azufre
Poder calorífico
METODO ASTM
D-2013
D-3173
D-3174
D-3175
D-3172
D-4239
D-2015
9.INFORMES Y RADICACIÓN DE CADA MUESTREO REALIZADO
En el anexo 1, se reporta una copia de los informes de muestreo realizados y los números de radicado de cada
uno de los informes.
V. RESULTADOS
De cada uno de los muestreos isocinéticos se obtuvieron resultados de emisiones de CO, CO2, NOx, SOx y
material particulado, con dichos resultados, los flujos de salida de la chimenea y la alimentación de carbón, se
calcularon los factores de emisión para cada uno de los gases. Adicionalmente se obtuvieron resultados de
análisis próximo del carbón, los cuales fueron realizados en el centro del carbón de la Universidad Nacional y
análisis granulométricos realizados en el laboratorio de Operaciones Unitarias IV de la Universidad de Antioquia.
De los análisis granulométricos se obtuvieron los datos de porcentajes de tamaño óptimo del combustible para una
buena combustión.
Todos estos datos fueron la base para el análisis estadístico y la adaptación de los modelos matemáticos de los
factores de emisión. Los resultados obtenidos se muestran a continuación:
Tabla 10. Resultados generales de los muestreos isocinéticos
Humedad
%
Cenizas
%
%
tamaño
en
intervalo
óptimo
% O2
Fatelares 1
300
11,22
0,04
400
8,78
0,167
10,40
14,10
36,50
39,00
0,84
5493
45,83
Fatelares 2
300
12,00
0,02
200
8,10
0,167
10,80
5,20
40,10
43,90
0,50
6169
80,15
Cervunión 1
1000
9,10
0,33
3349
10,70
0,630
10,60
10,20
36,60
42,60
0,96
5749
45,9
Cervunión 2
1000
8,80
0,30
3000
11,10
0,630
6,30
20,00
35,70
38,00
0,52
5493
47,9
Suprema 1
400
18,10
0,02
203
1,00
0,375
10,90
7,90
39,60
41,60
0,61
6047
44,62
CO %
CO2
%
Poder
Calorífico
Kcal/Kg
Potencia
BHP
Empresa
ppm
CO
Alimentación
carbón
Ton/h
Material.
Vol %
Carbono
fijo %
Azufre,%
Suprema 2
400
15,83
0,01
100
4,60
0,375
10,90
17,30
34,30
37,50
0,57
5274
63,63
Teñidos y
Acabados 1
300
13,30
0,10
990
0,10
0,272
10,80
17,40
35,90
35,90
0,44
5132
42,39
Teñidos y
Acabados 2
300
13,30
0,10
1006
6,90
0,272
12,60
4,90
39,10
43,40
0,55
5953
63,63
Tintorería
Crystal 1
400
15,40
0,06
600
5,00
0,426
9,80
4,50
41,50
44,20
0,54
6285
45,9
Tintorería
Crystal 2
400
13,50
0,04
400
6,70
0,426
8,50
23,30
35,50
32,70
0,42
4849
64,7
El Toro 1
300
7,00
0,004
40
12,60
0,400
11,90
7,60
37,30
43,20
0,48
5890
73,04
El Toro 2
300
11,10
0,03
300
9,00
0,400
10,30
9,50
39,20
41,00
0,43
6015
83,59
Kimberly 1
900
10,90
0,004
37
9,10
1,651
9,20
12,40
37,20
41,20
0,65
5710
62,59
Kimberly 2
900
10,30
0,08
800
9,70
1,651
5,60
15,30
36,10
43,00
0,64
5924
56,59
33
Procedencia
del carbón
Carminales
Amagá-Titiribí
Carlos Morales
Byron VélezAmagá
La Bonita, Sn
Fdo,
Carboantioquia
Sn Fdo,, El
Remanso
Amagá
Minas La
Margartita,
Nechi, Juan de
Dios Ospina
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Pigmentos
1
600
9,78
0,17
1680
10,70
0,638
10,10
5,30
41,90
42,70
0,55
6152
80,72
600
8,44
0,15
1536
11,32
0,847
10,70
5,70
41,60
42,00
0,55
6111
79,48
Pigmentos
2
Varios: Nechi
Tabla 11. Factores de emisión calculados con los resultados obtenidos en los muestreos isocinéticos
Empresa
Fatelares 1
Fatelares 2
Cervunión 1
Cervunión 2
Suprema 1
Suprema 2
Teñidos y
Acabados 1
Teñidos y
Acabados 2
Tintorería
Crystal 1
Tintorería
Crystal 2
El Toro 1
El Toro 2
Kimberly 1
Kimberly 2
Pigmentos 1
Pigmentos 2
F.E. CO
F.E. CO2
F.E. NOx
F.E. M.P.
Potencia (Kg/ton
(Ton/ton
(Kg/ton
F.E. SOx (Kg/ton (Kg/ton
BHP
carbón)
carbón)
carbón)
carbón)
carbón)
300
6,784
3,320
2,461
7,491
2,305
300
3,719
3,337
2,766
7,778
4,401
1000
45,179
3,322
2,244
14,460
4,425
1000
50,700
4,290
4,244
11,548
3,886
400
4,290
0,476
1,176
4,133
0,757
400
2,037
2,069
2,267
6,013
1,264
300
9,773
0,022
2,897
2,390
2,625
300
10,856
1,709
2,412
5,496
5,077
400
23,458
4,400
4,392
11,758
2,469
400
300
300
900
900
600
600
5,222
0,143
1,204
0,237
2,687
19,868
12,867
1,957
0,999
0,800
1,264
0,706
2,821
2,114
2,702
0,810
0,703
5,716
1,798
5,517
6,619
6,099
1,580
1,573
5,934
2,313
8,887
4,497
3,984
0,408
0,023
1,864
0,515
3,605
2,080
VI. ANALISIS DE RESULTADOS
1. GENERALIDADES DE ANÁLISIS DE REGRESIÓN.
Tiene como uno de sus objetivo determinar si existe o no relación de dependencia entre una variable dependiente
y una o más variables independientes, estas pueden ser cualitativas o cuantitativas. En otros casos, se prioriza el
interés de predecir un valor con base en el conocimiento de otros.
El modelo se puede escribir de la siguiente forma:
El interés es encontrar los coeficientes bi, de tal manera que cumplan unos supuestos teóricos de la estadística.
Un modelo es bueno si cumple en buena medida lo siguiente:
Buena asociación entre las variables dependientes y las independientes. Se mide con los coeficientes de
correlación y el de determinación ajustado, mientras más se acerque a 1 dichos valores en mejor, no obstante, en
la realidad, no siempre se logran dichos valores. Sin embargo, es mejor tener alguna información que no tener
nada.
34
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Que no se tenga relación o asociación entre las variables independientes, ya que esto origina lo que se conoce
como colinealidad (multicolinealidad) y deja sin interpretabilidad los coeficientes del modelo, por eso, no se puede
entrar un número grande de variables sin pensar en éste riesgo.
Los gráficos de dispersión parciales, deben mostrar alguna relación para identificar el modelo a construir.El
ANOVA como en la mayoría de pruebas estadísticas, si es menor de 0.05 (confiabilidad del 95%), se considera el
modelo significativo.
Los valores de significación menores de 0.05 indican que las variables entran al modelo, en caso contrario, no
impactan de manera estadísticamente significativa la variable dependiente.
Por último, se construyen los gráficos de residuales (lo real menos lo encontrado con el modelo). Estos deben ser
aproximadamente normales y con un comportamiento aleatorio.
Introducción análisis estadístico
Para efectuar el análisis estadístico descriptivo, se analizaron diversos niveles de potencia, agrupados según los
niveles de potencia de la caldera así: máximo 150 BHP (12 muestreos ), entre 150.5 y 400 BHP (10 muestreos ) y
más de 400 (6 muestreos ). Con esa clasificación, se realizan diferentes comparaciones, para luego y después de
observar los resultados globales identificar las correlaciones y encontrar los modelos de regresión adecuados, así
como el comportamiento de los diferentes factores de emisión. Todo ello, se calculó y construyó con el paquete
estadístico SPSS versión 14.0
Los resultados llevan la siguiente secuencia: Análisis exploratorio de datos, análisis descriptivo (nivel de potencia y
procedencia del carbón), cálculo de correlaciones, construcción de modelos estadísticos y cálculo de las cartas de
control
2 . ANÁLISIS DE VALORES EXTREMOS
Como primer paso de cualquier análisis estadístico, independiente del procedimiento a seguir, se requiere explorar
los datos con el fin de identificar valores atípicos y/o extremos. No necesariamente para eliminarlos, sino, para
justificar su existencia o descubrir errores en el proceso de obtención de información.
Lo que se pretende es que, cuando se realicen las pruebas esbozadas en el plan de análisis, se tenga la seguridad
de la credibilidad y acertividad de los datos para efectos del problema objeto de estudio. En caso de que no se
realice, se corre el riesgo de entregar indicadores (promedios, desviaciones etc.) alejados de la realidad o al
menos, no coherentes con el tema tratado.
Con el fin de identificar los valores atípicos y/o extremos, se utilizan los diagramas de caja y sesgo, los cuales se
basan en las medidas de Posición, más específicamente en el rango intercuartilico (Ri= Q3-Q1), de la siguiente
manera:
Valor atípico: si se aleja 1.5*Ri de los cuartiles 3 ó 1 según sea el caso.
Valor extremo (outliers) : si se aleja 3+Ri de los cuarteles 1 ó 3.
3. ANÁLISIS EXPLORATORIO DE DATOS.
A continuación se aprecian las figuras de caja y sesgo.
35
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Figura 14. Diagramas de caja y sesgo para los factores de emisión según nivel de potencia
Para el factor de emisión de CO, se observa que para la calderas con potencia mayor de 400 BHP, los valores
encontrados son muy variables, esto se detecta al apreciar que la caja es muy ancha con respecto a las calderas
menores, aunque se descubre un valor atípico para las calderas entre 150.5 y 400 BHP. Se observa además, un
comportamiento asimétrico negativo donde el mayor número de mediciones se encuentran en los valores más altos
36
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
del F.E.C.O, de otro lado, para las calderas menores de 150 de potencia, se encontró un valor extremo, cuyo valor
fue originado por un carbón procedente de la mina Honduras-Ámaga.
Con respecto al factor de emisión de CO2, se aprecia como las calderas menores de 150 BHP tienen un
comportamiento asimétrico positivo, es decir, existe una tendencia a tener valores altos en éste factor de emisión.
No obstante, no se percibe diferencia significativa en el F.E.CO2 para ninguna de las categorías analizadas.
El factor de emisión NOx, para las calderas de mediana y alta potencia muestra un comportamiento homogéneo, lo
que indica que de alguna manera se puede lograr una mayor y mejor predicción. No así las calderas con máximo
150 BHP, las cuales presentan un valor extremo.
De otro lado, el F.E.SOx, presenta variaciones similares, sin embargo, la forma varía. Valga decir, para calderas de
máximo 150 BHP, el 50% de las mediciones se encuentra muy concentrado en valores pequeños, situación
contraria se observa para calderas entre 150.5 y 400 BHP, mientras que para las de mayor potencia la distribución
es aproximadamente normal. En general, no se aprecian diferencias importantes en las mediciones para éste
factor según los niveles de potencia.
Por último, el material particulado muestra mayor dispersión para calderas de baja potencia y menor dispersión
para las calderas de más de 400 BHP. Las diferencias en la forma según nivel de potencia no se perciben
relevantes.
4. ANÁLISIS DESCRIPTIVO.
Con el fin de tener algunos indicadores que resumen los factores de emisión, se obtuvo la siguiente tabla según
categorías de potencia, para luego mostrar indicadores según procedencia del carbón.
Tabla 12: Medidas descriptivas de los factores de emisión CO, CO2, NOx, SOx y MP, según niveles de
potencia
37
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Estadísticos
Niveles de Potencia
Entre 150.5 y 400
F.E. CO2
(Ton/ton
carbón)
1.90906
1.83299
1.413361
F.E. NOx
(Kg/ton
carbón)
2.25854
2.43642
1.114050
F.E. SOx
(Kg/ton
carbón)
5.43115
5.75483
3.183787
F.E. M.P.
(Kg/ton
carbón)
2.33132
2.38744
1.741920
101.15
74.03
49.33
58.62
74.72
4.75588
10.04394
21.92327
16.36792
21.426675
.71922
1.83299
3.32458
2.41934
2.46740
1.329763
1.08450
2.43642
2.79912
4.35667
4.88084
1.966347
2.18728
5.75483
7.56287
7.93999
7.41075
4.559878
.66988
2.38744
4.08798
2.72930
2.84275
1.486888
97.73
54.96
45.13
57.43
54.48
16.36792
46.55955
1.12415
2.46740
3.56405
2.13295
4.88084
5.94204
3.95126
7.41075
12.27579
1.52704
2.84275
4.02063
Media
Mediana
Desv. típ.
Coef. Variabilidad
Percentiles
Más de 400
F.E. CO
(Kg/ton
carbón)
6.74854
4.75588
6.826218
25
50
75
Media
Mediana
Desv. típ.
Coef. Variabilidad
Percentiles
25
50
75
En general, la variabilidad obtenida para todos los factores de emisión y para las dos categorías de análisis, es
alta, o moderadamente alta, esto debido a que los coeficientes de variabilidad superan el 20% el cual
empíricamente es considerado como el punto de corte para definir estabilidad o no en las mediciones. El CO es el
que presentó mayor heterogeneidad en los resultados, con coeficientes alrededor del 100%. Para el NOx el
coeficiente estuvo cercano al 50% para los dos tipos de calderas, es decir entre 150.5 y 400 y las mayores de 400
y fue en el que menor variabilidad hubo. Se destaca, que el promedio no es un buen indicador debido
precisamente a esa variabilidad. Por lo tanto, es susceptible de utilizar la mediana y/o los percentiles como puntos
de referencia.
En todos los casos, exceptuando el material particulado, tanto la mediana como el percentil 75% es superior en las
calderas de mayor potencia. Por ejemplo, el 75% de las calderas entre 150.5 y 400 tuvieron una medición de
10.043 Kg CO/Ton carbón, mientras que para las calderas mayores a 400 BHP, el 75% de ellas midieron 16.36 o
menos KgCO/Ton carbón. Haciendo una segunda lectura, se aprecia como las diferencias son mínimas para el
CO2, ya que el 75% de las medidas es igual o menor a 3.32 Ton/ton carb. Para la primera categoría y de 3.56 para
las calderas mayores de 400 BHP.
Lo anterior indica que el percentil 75% puede ser usado como criterio máximo para estimar los factores de emisión,
al menos, en una primera etapa del proceso.
Tabla 13. Medidas descriptivas de los factores de emisión CO, CO2, NOx, SOx y MP, según procedencia del
carbón.
38
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Estadísticos
Procedencia del carbón
Amagá-Titiribí
Byron Vélez-Amagá
Carlos Morales
Carminales
La Bonita, Sn Fdo,
Carboantioquia
Minas La Margartita, Nechi,
Juan deDios Ospina
Sn Fdo,, El Remanso Amagá
Varios: Nechi
N
Media
Mediana
Coef. Variación
N
Media
Mediana
Coef. Variación
N
Media
Mediana
Coef. Variación
N
Media
Mediana
Coef. Variación
N
Media
Mediana
Coef. Variación
N
Media
Mediana
Coef. Variación
N
Media
Mediana
Coef. Variación
N
Media
Mediana
Coef. Variación
F.E. CO
(Kg/ton
carbón)
2
47.93980
47.93980
8.14
14.34015
14.34015
F.E. CO2
(Ton/ton
carbón)
2
3.80602
3.80602
17.98
2
.86560
.86560
137.76
2
1.27259
1.27259
88.56
2
3.32880
3.32880
.36
2
3.17880
3.17880
F.E. NOx
(Kg/ton
carbón)
2
3.24444
3.24444
43.59
2
2.65441
2.65441
12.93
2
1.72133
1.72133
44.80
2
2.61377
2.61377
8.26
2
3.54695
3.54695
F.E. SOx
(Kg/ton
carbón)
2
13.00397
13.00397
15.84
2
3.94301
3.94301
55.71
2
5.07333
5.07333
26.20
2
7.63473
7.63473
2.66
2
8.92840
8.92840
F.E. M.P.
(Kg/ton
carbón)
2
4.15556
4.15556
9.18
2
3.85110
3.85110
45.03
2
1.01067
1.01067
35.45
2
3.35329
3.35329
44.19
2
3.22653
3.22653
89.92
54.35
33.69
44.82
33.18
2
.98461
.98461
40.09
2
.89952
.89952
15.58
2
2.46740
2.46740
20.26
2
3.75742
3.75742
73.73
2
.75625
.75625
10.05
2
6.06816
6.06816
12.84
2
4.12377
4.12377
62.09
2
1.57625
1.57625
.34
2
6.69222
6.69222
46.38
2
1.18960
1.18960
80.23
2
.21500
.21500
126.62
2
2.84275
2.84275
37.92
10.31467
10.31467
7.42
3.16322
3.16322
50.37
5.25114
5.25114
41.28
1.46208
1.46208
118.47
.67353
.67353
111.38
16.36792
16.36792
30.24
Como simple descripción, se puede mencionar que los diversos factores de emisión tuvieron mediciones parecidas
cuando el carbón procedió de la mina de Amagá y Titiribí, Carminales, y Varios de Nechi. Lo anterior, debido a que
los coeficientes no fueron muy elevados. El CO2 tuvo mucho cambio cuando el carbón procedió de la mina Byron
Vélez – Amagá. En general para aquellos lugares y factores con coeficientes mayores de 50% se pueden
considerar muy cambiantes.
5. ANÁLISIS DE CORRELACIONES.
Con el fin de identificar cuales de las variables están más correlacionadas con el Poder Calorífico, y con ello, ir
estructurando un modelo de regresión, se calculó la siguiente matriz de correlaciones que se aprecia en la Tabla
14
39
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Tabla 14: Matriz de correlaciones
Correlaciones
Humedad %
Cenizas %
Material. Vol %
Carbono fijo %
Azufre,%
Poder Calorífico Kcal/Kg
Correlación de
Sig. (bilateral)
N
Correlación de
Sig. (bilateral)
N
Correlación de
Sig. (bilateral)
N
Correlación de
Sig. (bilateral)
N
Correlación de
Sig. (bilateral)
N
Correlación de
Sig. (bilateral)
N
Pearson
Pearson
Pearson
Pearson
Pearson
Pearson
Material.
Carbono
Vol %
fijo %
Humedad % Cenizas %
Azufre,%
1
-.566*
.330
.233
-.004
.022
.212
.385
.990
16
16
16
16
16
-.566*
1
-.862**
-.880**
-.069
.022
.000
.000
.801
16
16
16
16
16
.330
-.862**
1
.654**
-.161
.212
.000
.006
.550
16
16
16
16
16
.233
-.880**
.654**
1
.249
.385
.000
.006
.353
16
16
16
16
16
-.004
-.069
-.161
.249
1
.990
.801
.550
.353
16
16
16
16
16
.195
-.907**
.833**
.939**
.070
.469
.000
.000
.000
.795
16
16
16
16
16
Poder
Calorífico
Kcal/Kg
.195
.469
16
-.907**
.000
16
.833**
.000
16
.939**
.000
16
.070
.795
16
1
16
*. La correlación es significante al nivel 0,05 (bilateral).
**. La correlación es significativa al nivel 0,01 (bilateral).
Tal como sucedió para el caso de calderas de máximo 150 BHP, el Poder Calorífico no muestra asociación con las
variables % de humedad y % de azufre. Lo anterior, debido a que el valor sig (bilateral) es mayor a 0.05. Por lo
tanto, para encontrar el modelo de regresión, sólo se tendrán en cuenta las variables independientes: potencia
BHP, %O2, humedad %, azufre %, poder calorífico y % tamaño en intervalo óptimo. Todas ellas se usarán para los
factores de emisión propuestos en los objetivos del estudio.
Como primer paso en el análisis de regresión, es útil construir los gráficos parciales de las variables
independientes con cada factor de emisión, para determinar su posible relación, tal como se muestra en la Figura
15
40
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Figura 15. Diagramas de dispersión de cada uno de los factores de emisión y las variables independientes
identificadas.
La última columna de cada gráfico, exceptuando el primero, muestra las correlaciones de cada factor de emisión
con las variables independientes. En todos ellos, no se percibe una relación muy marcada entre las variables
independientes y cada factor de emisión, por ello, se correrán los modelos de regresión usando el método pasos
sucesivos hacia delante para permitir encontrar las variables más relacionadas con cada factor de emisión.
Análisis de Regresión.
La técnica utilizada es la de regresión por pasos sucesivos hacia adelante, procurando obtener un mejor modelado
de los datos. La regresión pretende identificar que factores (variables independientes) pueden ayudar a estimar
adecuadamente la variable respuesta (variable dependiente). Se tiene como un indicador del ajuste del modelo el
41
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
término R2ajustado, el cual compensa el sesgo originado por el número de factores involucrados en el modelo y tiene
en cuenta el tamaño de muestra.
Factores de Emisión de CO, CO2, NOx, COx y MP
Los indicadores encontrados para los diferentes factores de emisión, se sintetizan en la siguiente tabla:
Tabla 15. Indicadores de los modelos de regresión encontrados para los factores de emisión CO2, SOx y
Material Particulado.
Factor Emisión
CO
CO2
SOx
NOx
MP
R2
60.3
74.0
81.1
76.4
70.8
R2ajustado
57.6
70.3
78.4
74.8
68.8
Durbin Watson
1.76
2.27
2.03
1.75
1.63
Anova
0.005
0.000
0.000
0.000
0.000
Se destaca que los porcentajes de explicación de los factores de emisión superan el 60%, situación claramente
ventajosa, máxime que esto se logra con pocas variables explicativas. Para el caso de F.E.CO, el modelo
encontrado explica el 60.3% los cambios en CO, se analiza R2 ya que sólo quedó formado por una sola variable
(nivel de potencia) y por lo tanto, no se requiere del R2ajustado. Para el CO2, las variables %azufre y % de O2,
explican el 70.3% de sus cambios. Iguales variables se encontraron como influyentes en el F.E.SOx, explicando los
cambios en el 78.4% . El NOx, lo explica de manera mayoritaria la variable Poder calorífico.
En todos los casos, el Durbin Watson garantiza que no se presenta autocorrelación en los residuales (1.5 y 2.5).
Además, el Anova (análisis de varianza) garantiza la significación estadística (α≤0.05). Como se observa a
continuación, los modelos adecuados no tienen interceptos significativos, es decir, la regresión pasa por el origen.
Los modelos encontrados son:
F.E.CO = 0.026* Potencia (BHP)
F.E.CO2 = 3.587 *% Azufre – 0.001* % O2
F.E.SOx = -0.039* %O2 +11.886* %Azufre
F.E.NOx = 0.001* Poder Calorífico (cal/g).
F.E.MP = 0.244* % Humedad.
A continuación, se muestran los gráficos de los residuales, tanto para probar normalidad como aleatoriedad. Ver
Figuras 16 a la 20
42
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Figura 16 Residuales para CO
G rá fic o P -P n o rm a l de r e g re s ió n R e s id u o tip ific ad o
G r á fico de d is p e rs ió n
V a ri a b le d e p en d ie nte : F.E . C O 2 (T o n /to n c ar b ó n )
V ar ia b le de p en d ie nte : F.E . C O 2 (T o n/to n c a r bó n )
0 .8
0 .6
0 .4
0 .2
0 .0
0.0
0.2
0 .4
0 .6
0 .8
P ro b a c u m o b s e rv a d a
1 .0
R eg re sió n V a lor p ro n o st ic a d o tip ifi c a d
P ro b ac um e s pe ra d a
1 .0
3
2
1
0
-1
-1 .5
-1 .0
- 0 .5
0 .0
0 .5
1 .0
1 .5
R e g re s ió n R e s id u o t ipific a do
Figura 17 Residuales para CO2
Figura 18 Residuales para SOX
43
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Figura 19 Residuales para NOX
Figura 20 Residuales para MP
El modelo F.E.SOx, cumple de mejor manera estos supuestos, lo que permite comentar que su predicción debe ser
obtenida con mayor fiabilidad y generalidad. Por el contrario, el F. E. CO, tiene un leve desvío de la normalidad, por
lo tanto, es prudente tener cuidado en la interpretación y si es del caso, ubicar nuevas variables para mejorar el
modelo.
6.CARTAS DE CONTROL.
La carta de control es un gráfico bidimensional, que muestra el valor alcanzado por una variable (eje Y) con
respecto a diferentes momentos en el tiempo (eje X) y tiene una estructura básica, conformada por una línea
central (LC), un Límite Inferior de Control (LIC) y un límite superior de control (LSC)
Para éste caso, se requiere prioritariamente el límite superior. Además, es importante lograr estandarizar los
procesos. Para ello, se construye una carta de control, para valores individuales y luego de eliminar los valores por
fuera de los límites a 2 desviaciones, se recalculan los límites, hasta lograr que todos los puntos estén dentro del
promedio más o menos 2 desviaciones. Otra opción es el criterio del percentil 75, dado la heterogeneidad de los
datos. Como se mencionó anteriormente, el percentil 75 cubre las dos categorías de calderas analizadas, por eso,
se tomó como límite superior el valor encontrado para las calderas de más de 400 BHP.
44
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Figura 21: Carta de control para el CO
La penúltima línea corresponde al 75% (46 Kg/ton), no obstante, en éste caso, se puede sugerir como límite
superior el valor de 33 Kg/ton, que se encuentra a 2 desviaciones estándar de la media. Logrando una menor
dispersión en los valores del factor de emisión. (Punto de corte para definir con los expertos).
Figura 22: Carta de control del CO2
La penúltima línea corresponde al 75% (3.6 ton/ton), puede ser el punto de corte para definir con los expertos
como base.
45
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Figura 23 Carta de control del NOx
La penúltima línea corresponde al 75% (5.9 Kg/ton)), valor similar al encontrado a 2 desviaciones, se sugiere como
punto de corte para definir con los expertos como base.
Figura 24:Carta de control del SOX
La penúltima línea corresponde al 75% (12.3Kg/ton) , puede ser el punto de corte para definir con los expertos
como base.
46
Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
Figura 25: Carta de control para Material particulado
La penúltima línea corresponde al 75% (4.0 Kg/ton), puede ser el punto de corte para definir con los expertos como
base.
Finalmente de presenta una tabla comparativa de los valores del percentil 75 para cada uno de los rangos de las
calderas.
Tabla 16: Valores de los factores de emisión de carta de control para calderas a carbón.
Rango
Calderas hasta
CO (Kg/ton)
CO2 (ton/ton)
NOx (Kg/ton)
SOx (Kg/ton)
MP (Kg/ton)
9.77
5.7
30.1
17.1
5.77
46
3.6
5.9
12.3
4.0
12,44
2,10
3,05
6,37
2,48
150 BHP
Calderas
mayores de 150
BHP
Promedios para
calderas
mayores de 150
BHP
VII. DIFICULTADES Y OBSERVACIONES
o Montajes.
En algunos casos los muestreos se tuvieron que hacer por una sola travesía, debido a las dificultades presentadas
para realizar el montaje por la segunda travesía, ya que a pesar de que la mayoría de las calderas contaban con
plataforma de muestreo, ésta se encontraba mal diseñada para realizar la evaluación en una de las travesías.
o
Datos de carbón alimentado.
En algunas empresas, se tiene poco control del consumo de carbón, además algunas veces se gasta mayor o
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Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
menor cantidad, de acuerdo a la producción, pero no se tienen registros exactos de dichas oscilaciones, por lo
tanto los datos de consumo que se tienen son promedios mensuales, pero no se cuenta con el consumo del día y
la hora exacta en que se realiza el muestreo isocinético, el cual hubiera sido el dato ideal para obtener los mejores
resultados en el proyecto. Sin embargo, los datos reales que se tendrían a la hora de aplicar las herramientas de
factores de emisión, serían los datos de promedios mensuales de consumo de carbón, por lo que fue conveniente
trabajar con este dato.
o
Aplazamientos en los muestreos.
En este apartado, es importante anotar que en algunos casos tuvieron que ser postergados algunos muestreos,
debido a la no disponibilidad de la empresa, a inconvenientes presentados por el contratista encargado de los
muestreos o a dificultades de disponibilidad presentados por la interventoría del proyecto, sin embargo, se
pudieron llevar a cabo todos los muestreos planeados, los cuales eran necesarios para la culminación exitosa del
proyecto.
VIII. CONCLUSIONES
1. De acuerdo con los diagramas de dispersión mostrados no es muy clara la correlación entre las variables de
entrada (%de O2, procedencia del carbón, intervalo de tamaño óptimo del carbón) y las variables de salida (los
factores de emisión) , sin embargo se obtuvieron mayores coeficientes de correlación comparados con las
calderas hasta 150 BHP.
2. Estos modelos de cálculo de factores de emisión fueron obtenidos para calderas a carbón con una potencia
mayor de 100 BHP y con un máximo de 1000 BHP , con alimentación automática y con sistema de control de
emisiones y con caudales medidos a condiciones normales , por lo que la aplicación de estos modelos se debe
restringir a estas condiciones
3. El sistema de alimentación más comúnmente encontrado para cada uno de los muestreos fue el sistema de
parrilla viajera y para el caso del sistema de control fueron ciclones o multiciclones
4. Las distribuciones estadísticas de los datos de factores de emisión fueron aproximadamente normales de
acuerdo con lo mostrado en el grafico de residuales, al igual que las calderas hasta 150 BHP. (figuras 16 a 20)
5. Con respecto a los factores de emisión del CO, se encontró el siguiente modelo:
F.E.CO = 0.026* Potencia (BHP)
Tal como se aprecia, este factor de emisión solo es función de la potencia, a diferencia del factor de emisión de las
calderas hasta 150 BHP donde no se encontró modelo de regresión, ya que no había relación estadísticamente
significativa con las variables y en su lugar se recurrió a realizar cartas de control.
6. Para el modelo de regresión de NOx se encontró la siguiente relación:
F.E.NOx = 0.001* Poder Calorífico (cal/g).
Para este factor de emisión la relación encontrada no es muy clara. Sin embargo, teniendo en cuenta que el rango
de variación de los carbones es de aproximadamente 4000 a 7000 cal /g, el factor de emisión del NOx solo varia
entre 4 y 7 .
7. Para el SOX, se obtuvo el siguiente modelo
F.E.SOx = -0.039* %O2 +11.886* %S (para calderas mayores de 150 BHP) con Rajus =78.4 %
FESOx=1.359*%O2 - 0.309*%TIO +19.495*%S con R2 ajustado= 80.5 (para calderas hasta 150 BHP)
Tal como se ve en el modelo, la mayor influencia sobre este factor de emisión la tiene el contenido de azufre
en el carbón (%S) , ya que tiene un coeficiente muy grande comparado con el porcentaje de O2. Esto
concuerda en gran medida con el comportamiento esperado ya que a mayor cantidad de azufre en el carbón
mayor probabilidad de tener SOx en la emisión. Por otro lado, el contenido de oxigeno tiene también influencia
ya que excesos muy altos de oxigeno en la chimenea pueden conducir a promover reacciones de formación de
SOx, mas que combustión del carbono. Comparativamente, este modelo difiere del modelo para calderas
pequeñas en el porcentaje de carbón en el tamaño óptimo.(%TIO). Es decir las calderas de más de 150 BHP,
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Informe final Proyecto: Desarrollo de la Metodología EPA para definir factores de emisión en calderas a
carbón con base en muestreos de campo
tienen un control más estricto de la granulometría del carbón.
8. El resultado del modelo para el factor de emisión para material particulado fue el siguiente:
F.E.MP = 0.244* % Humedad (para calderas mayores de 150 BHP) con Rajus =68.8%
FE MP= 11.142-0.115%TIO , (para calderas hasta 150 BHP)
Tal como se aprecia en el modelo, la única variable significativa encontrada fue el % de humedad, para el caso
no se ve claro una relación directa con el porcentaje de humedad del carbón, se hubiera esperado una por
ejemplo una relación directa con el porcentaje de cenizas o el poder calorífico. Estas variables difieren de las
calderas pequeñas, donde la variable más representativa fue el intervalo de tamaño óptimo en el carbón.
9. El resultado del modelo para el factor de emisión para el dióxido de carbono fue el siguiente:
F.E.CO2 = 3.587 *% Azufre – 0.001* % O2 (para calderas mayores de 150 BHP) Rajus=70.3%
Ln CO2= 5.397-0.044%TIO-0.122%O2 con R2 ajustado =42.1
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Tal como se observa en el modelo, las variables más significativas fueron el % de azufre (%S) en el carbón
y el porcentaje de O2, esto coincide con el proceso de la combustión donde a menor porcentaje de exceso de
aire, menor cantidad de CO2., sin embargo la relación con el porcentaje de azufre no es muy clara, parecería
que a mayor cantidad de azufre , se favorece la combustión completa de CO2.Para calderas pequeñas,
influyen mas el intervalo de tamaño óptimo
En las calderas de mas de 150 BHP se encontraron que los modelos tienen un coeficiente de correlación
mucho mayor, todos con Rajustado mayor del 60%, por lo que los modelos son más confiables y hay menor
variabilidad en los datos, además no tuvieron términos independientes en el modelo..
Si se compara la carta de control para el material particulado para las calderas hasta 150BHP, se encuentra
que este valor es mucho mayor (5.77 Kg/ton) comparado con las calderas mayores de 150 BHP (4 Kg/ton) ,
es debido probablemente a que las calderas grandes tienen mejor control de la granulometría del carbón
Los valores de la carta de control para NOx, SOx, material particulado y CO2 fueron mucho menores para las
calderas mayores de 150 BHP comparadas con las calderas pequeñas , caso contrario ocurre para la carta de
control del CO donde se obtuvo el valor de 9,77 Kg/ton para las calderas pequeñas ,comparado con las
calderas grandes con un valor de 46 Kg/ton
el porcentaje de tamaño óptimo, fue una variable que no apareció en ninguno de los modelos estadísticos para
las calderas de más de 150 BHP, sin embargo fue una variable muy influyente para las calderas pequeñas.
Las cartas de control para el análisis de factores de emisión constituye una herramienta de gestión para el
control de emisiones y específicamente tomando como valores de comparación dos desviaciones estándar o el
percentil 75.
Si se compara la carta de control para material particulado donde se obtuvo 4 Kg/ton, con los factores de
emisión de la literatura (Duque, 2004) para calderas con parrilla viajera para calderas mayores de 200 BHP,
se tiene que el promedio es 3.04 Kg/ton de combustibles, se observa que es un 75 % del valor encontrado.
.De acuerdo con comparaciones realizadas con factores de emisión en el país se tiene lo siguiente: para
material particulado: 1.6 Kg/ton, SO2 ,11.2 Kg/ton, NOx 6.1 Kg/ton y CO2 2.36 Ton/ton. En nuestro caso los
factores de emisión son los siguientes (percentil 75) , : MP (Kg/ton) 4.0, SOx (Kg/ton) 12.3, NOx (Kg/ton) 5.9,
y CO2 (ton/ton) 3.6 ,
Comparando estos resultados, se observa que el factor de emisión para material particulado es más del doble
del obtenido en la jurisdicción del DAMA, en cuanto al SOx, este valor es ligeramente mayor a pesar de que el
carbón de la zona de Amagá, tiene valores bajos de azufre si se comparan con los del resto del país.
El valor de NOx es mayor en la zona del Valle de Aburrá y el valor para el CO2, el cual es el compuesto de
mayor producción en la combustión es muy similar, lo que también es de esperarse, debido a la estequiometría
de la reacción.
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carbón con base en muestreos de campo
IX. RECOMENDACIONES
1. Con respecto al carbón, se deben tomar acciones con los proveedores, exigir una granulometría especifica
para el carbón, además realizar análisis periódicos de su calidad o exigir a los proveedores análisis
actualizados. Esto es importante, debido a que se presentan casos donde el poder calorífico es muy bajo o la
humedad y las cenizas es alta, entre otras.
2. Realizar investigaciones de factores de emisión donde se estudien otros factores tales como el tipo de caldera,
el mantenimiento de las calderas, el porcentaje de inquemados, etc.
3. Realizar estudios de factores de emisión para calderas o equipos de combustión que utilicen combustibles
líquidos
4. Extender el estudio para hornos
5. Iniciar en las empresas un control más estricto de la combustión donde se les solicite la medición de flujo de
combustible, flujo de vapor y calibración periódica de los gases de combustión.
6. Incentivar a las empresas que tengan equipos de combustión de alimentación manual y sin equipo de control
de emisiones a que hagan la inversión necesaria con el fin de disminuir las emisiones y mejorar el ambiente
X. BIBLIOGRAFÍA
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Center, 1998.
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13. AP-42 Apéndice V-B Factores de Emisión del quemado Industrial, comercial e institucional de combustible.
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16. Olga C. Duque. FACTORES DE EMISIÓN PARA CALDERAS DE PARRILLA VIAJERA. Universidad Pontificia
Bolivariana. Escuela de Formación Avanzada. Medellín, 2004.
Elaboró
V. B.
Ximena Maria Vargas R.
Luis Alberto Rios
Coinvestigadora
Investigador Principal
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