200505100005_6_5
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Anexo IV. COTEC Energía
Anexo Técnico IV
Centrales de FuelóleoJosé A. Fernández Benitez
INDICE
1. Introducción 12. Panorama mundial: reservas, consumo, comercio y costes 33. Funcionamiento de una central térmica de FO 104. Problemática de la combustión del FO y la emisión de contaminantes 175. Centrales avanzadas de FO 196. Conclusiones 20
Anexo IV. COTEC Energía1
Anexo IV
Centrales de Fuelóleo
1. Introducción
Es de común parecer entre los expertos que el papel que en el futuro desempeñará el
fielóleo en la producción de electricidad se irá reduciendo paulatinamente, no sólo en España sino
en el resto del mundo desarrollado. Ello se debe, básicamente, a consideraciones de tipo
económico y de tipo medioambiental.
Por una parte y desde la crisis energética de los años 70 el precio de los derivados del
petróleo para la producción de electricidad y frente a otros combustibles no resulta competitivo en
un mercado abierto a las distintas alternativas. Por ello, el papel que ha venido desempeñando el
fielóleo en la producción de energía eléctrica es singular, bien porque las características del entorno
impiden un mercado abierto (es el caso de los sistemas peninsulares donde no existen alternativas
de abstecimiento), bien en situaciones coyunturales de los mercados eléctricos bien establecidos
en los que el alto precio alcanzado por la electricidad durante las puntas de demanda posibilitan el
empleo de combustibles costosos.
Por otra parte, la rentabilidad de los derivados más ligeros del petróleo (gasolinas,
gasóleos, querosenos) destinados al transporte y, por tanto, el mayor interés empresarial en dichos
productos ha relegado al fielóleo (de por sí un producto residual) a una posición de abandono que
tiene su reflejo en el hecho de que prácticamente desde 1973 la investigación y desarrollo en este
campo ha sido nula y, a diferencia del carbón o el gas, no han surgido tecnologías alternativas
avanzadas.
Ese mismo desinterés ha permitido que sea la propia normativa medioambiental, cada vez más
exigente, la que ponga punto y final al uso de un combustible cuyas emisiones contaminantes no
pueden reducirse si no es por vía de la reducción de su propio contenido en azufre (hasta un 3%).
No obstante, resulta paradójico que, tratándose de un producto residual de la industria del refino
que se genera en cantidades muy importantes, su salida al mercado es cada vez más problemática.
Anexo IV. COTEC Energía2
La historia de las centrales de fielóleo en territorio nacional es un tanto peculiar. En la
década de los 60, concebido el petróleo como protagonista del futuro energético y lejos de vaticinar
la crisis posterior, se programaron numerosas realizaciones que dieron como resultado la puesta en
marcha de grandes grupos como Castellón, Santurce, Algeciras, Aceca, Castellón, Sabón,
Badalona, Escombreras. Un total de más de 5000 MW entre los años 1967 y 1973.
El precio del combustible tras la crisis del petróleo hizo inviable el uso como carga base de
toda esta potencia instalada, siendo relegada a la satisfacción de la demanda durante los periodos
de punta. En este sentido, su mayor flexibilidad en cuanto a tiempos de arranque y cambio de carga
frente a las centrales de carbón las hacía idóneas para tal cometido.
A mediados de los años 90, una acción pactada entre el gobierno, empresas eléctricas y
gasistas (sólo ENAGAS entonces) a favor del gas natural como combustible para la generación de
electricidad permitió la reconversión de algunos de los grupos mencionados (como Aceca,
Algeciras, Santurce, Cristóbal Colón) en centrales mixtas de fuelóleo y gas natural. El plan de
reconversión programado era más amplio pero la entrada en vigor de la Ley del Sector Eléctrico a
finales de los 90 abortó las previsiones.
El futuro de estos grupos depende de la recuperación del margen de reserva del sistema
eléctrico peninsular, actualmente muy por debajo de lo aconsejable, lo que obliga a mantener estos
grupos en previsión de fuertes picos de demanda. Se prevé que la entrada en servicio en los
próximos años de los grupos combinados de gas natural limitará más aún si cabe el uso de los
grupos de FO hasta probablemente su desmantelamiento. No obstante, y tal y como se ha
demostrado en 2001, las centrales de FO siguen cumpliendo su papel, corto pero imprescindible a
la vez que rentable, en los momentos más dramáticos del funcionamiento del mercado eléctrico.
Cabe señalar en este punto una cuestión relativa a la disponibilidad de dichos grupos. Es evidente
que en un mercado competitivo la reducción de costes de producción (entre los que participa el
mantenimiento) es primordial. Si a ello añadimos la escasa inversión que lógicamente es destinada
a grupos cuyo futuro es incierto el resultado es un descenso acusado de la disponibilidad de los
grupos (justamente cuando más se les necesita).
Anexo IV. COTEC Energía3
El último apunte de esta introducción sí permite ver un atisbo de futuro en el uso del FO
para la producción de electricidad. Próximamente se pondrá en marcha un complejo ciclo
combinado basado en la gasificación del FO procedente de la refinería de Petronor.
2. El ciclo del combustible:
2.1 Panorama mundial: reservas, consumo, comercio y costes
El mercado del petróleo y sus productos derivados es un mercado que goza de muy buena
salud presente y, probablemente, también a medio plazo, de acuerdo con las previsiones
existentes.
La gráfica adjunta muestra el consumo actual y las previsiones en el horizonte del 2020
referente a los fuentes de energía tradicionales.
Figura 1. Consumo de energía primaria (1015 BTU)Fuente: EIA, Febrero 2001
El consumo de energía primaria ha crecido de forma mantenida desde 1975 a un ritmo del
1,9% anual y no se prevén variaciones futuras importantes . Actualmente el petróleo y sus
derivados son la principal fuente energética (participación del 39,85% en 1999) y lo seguirán siendo
en los próximos decenios (40,25% en 2010).
134,9 152,2193,7
244,4
74,586,9
124,2
168,6
9084,8
102,6
117,1
20,425,3
27,4
27,1
26,3
32,7
41,9
50
0
100
200
300
400
500
600
700
1990 1999 2010 2020
Productos Petrolíferos
Gas natural
Carbón
Nuclear
Otros
134,9 152,2193,7
244,4
74,586,9
124,2
168,6
9084,8
102,6
117,1
20,425,3
27,4
27,1
26,3
32,7
41,9
50
0
100
200
300
400
500
600
700
1990 1999 2010 2020
Productos Petrolíferos
Gas natural
Carbón
Nuclear
Otros
Productos Petrolíferos
Gas natural
Carbón
Nuclear
Otros
Productos Petrolíferos
Gas natural
Carbón
Nuclear
Otros
Anexo IV. COTEC Energía4
Asegurado el consumo energético, la principal preocupación del sector es suministrar
energía a precios competitivos con respecto a otras alternativas y en condiciones compatibles con
el respeto al medioambiente.
Los mercados con mayor potencial de crecimiento son, sin duda alguna, los países en vías
de desarrollo ya que la energía es el motor de crecimiento de los pueblos y la que proporciona un
incremento de la calidad de vida. A excepción de Norteamérica y Europa Occidental las previsiones
de crecimiento en el resto de áreas geográficas es superior al 20-30% (40% en Sudamérica y
Lejano Oriente).
Con respecto a las reservas estas se concentran en la zona del Golfo Pérsico.
Aproximadamente totalizan 2/3 de las reservas mundiales de crudo. En el mundo existen unas
1.800 cuencas sedimentarias, de las cuales aproximadamente se han explorado alrededor de
1.600. Únicamente unas 200 cuencas están parcialmente exploradas.
Figura 2. Distribución geográfica de las reservas mundialesFF uu eenn ttee:: EEnn eerrgg yy RReevviieeww BBPP 22000011
A lo largo de los últimos años las reservas de crudo están estabilizadas en el entorno de un
billón de barriles (140 millardos de tep). No es previsible descubrir nuevas provincias de crudo y
gas en los años venideros, suficientes como para modificar la distribución actual de las reservas
mundiales. La tecnología actual, únicamente permite recuperar aproximadamente un 1/3 de los
64.4
95.2
74.8
19.1
65.3
44.0683.6
Anexo IV. COTEC Energía5
recursos descubiertos de crudo, el resto, casi 2/3 permanecen en el subsuelo. Una gran parte de
las nuevas reservas mundiales de crudo provendrán de incrementar el factor de recuperación de
los yacimientos ya conocidos
Figura 3. Evolución de las reservas mundiales (x1012 m3)Fuente: Energy Review BP 2001
En la siguiente figura se observa la evolución del ratio mundial de reservas/producción.
Puede apreciarse cómo el la última década la disponibilidad de petróleo se mantiene con un
horizonte de en torno a los 40 años.
Figura 4. Evolución del Ratio Reservas/Producción en los últimos añosFuente: Energy Review BP 2001
140
120
100
80
60
40
20
45
40
35
30
25
20
15
10
5
NorteaméricaSudamérica
Europa
Ex UniónSoviética
Oriente MedioAfricaAsia Pacífico
Anexo IV. COTEC Energía6
Respecto a la producción mundial de hidrocarburos la distribución no es proporcional a las
reservas. Los países consumidores tienen una clara tendencia a desarrollar y producir
preferentemente las reservas situadas en su entorno geográfico, fundamentalmente por la
seguridad del abastecimiento. Este hecho, hace que se agudice más la considerable diferencia en
las reservas probadas entre los países importadores netos y exportadores netos.
El consumo de hidrocarburos está concentrado en los países desarrollados (Norteamérica,
Europa y Japón). La enorme dependencia de los hidrocarburos para los países desarrollados, junto
con el desequilibrio entre áreas de producción y consumo, hacen que los hidrocarburos se
conviertan en un recurso estratégico de primera magnitud
Figura 5. Oferta y demanda mundial de crudoFFuueennttee:: EEIIAA,, FFeebbrreerroo 22000011
En el gráfico adjunto se muestra la relación reservas / producción de crudo (en años) para
las distintas zonas geográficas, donde se aprecia nuevamente la gran dependencia energética
exterior de Europa Occidental.
Otros No OECD23%
Otros OECD14%
USA12%
Ex URSS11%
OPEC40%
76,88MbdOECD: 19,82 Mbd – 26%
Otros OECD31%
USA26%
China6%
Ex URSS5%
Otros No OECD32%
75,42MbdOECD: 42,68 Mbd – 57%
OFERTA MUNDIAL DE CRUDOOFERTA MUNDIAL DE CRUDO DEMANDA MUNDIAL DE CRUDODEMANDA MUNDIAL DE CRUDO
Otros No OECD23%
Otros OECD14%
USA12%
Ex URSS11%
OPEC40%
76,88MbdOECD: 19,82 Mbd – 26%
Otros OECD31%
USA26%
China6%
Ex URSS5%
Otros No OECD32%
75,42MbdOECD: 42,68 Mbd – 57%
OFERTA MUNDIAL DE CRUDOOFERTA MUNDIAL DE CRUDO DEMANDA MUNDIAL DE CRUDODEMANDA MUNDIAL DE CRUDO
Anexo IV. COTEC Energía7
Figura 6. Ratio reservas /producción por zonas geográficasFFuueennttee:: OOii ll && GGaass JJoouurrnnaall .. DDiicciieemmbbrree 22000011
Figura 7. Evolución del consumo por áreas geográficas (en 106 Tm)Fuente: Energy Review BP 2001
1200
1000
800
600
400
200
Resto del Mundo
Ex Unión Soviética
Asia Pacífico
Europa
Norteamérica
1975 1980 1985 1990 1995 2000
Anexo IV. COTEC Energía8
Respecto del comercio del petróleo y sus derivados en los últimos años se están
incorporando al grupo de principales empresas del sector una serie de compañías recientemente
privatizadas procedentes de las economías de mercado emergentes como Rusia, China o Brasil.
Estas compañías compaginan una dotación de recursos naturales procedente de su herencia
estatal con una nueva orientación hacia el sector privado, lo que las convierte en nuevos e
importantes competidores en el sector.
A pesar de ello la estructura general de la industria permanece igual desde el punto de
vista del dominio en el Upstream y el Downstream. Las grandes empresas estatales continúan
dominando en términos de reservas y producción. Mientras el downstream (refino y distribución),
sin embargo, sigue dominado por las empresas privadas y, en concreto, por las Super Majors
(TotalFinaElf, Texaco Chevron, BP Amocco, RD Shell, Exxon Mobil).
Los precios, como no puede ser de otra manera en un mercado muy politizado y con clara
posición dominadora de los países productores de crudo, se moverán en un marco de volatilidad.
.Figura 8. Evolución del precio del crudo Brent ($ por barril) en los últimos 15 años
FFuueennttee:: EEnneerrggyy RReevviieeww BBPP 22000011
Anexo IV. COTEC Energía9
2.2 Panorama nacional: producción, consumo, comercio y costes
En lo que se refiere al mercado nacional, el consumo total de petróleo en España durante
2000 fue de 64663 ktep de los cuales 4478 ktep fueron destinados a la generación de electricidad
(fuente: DGPEM). La producción de crudo en yacimientos propios fue de tan sólo 223 ktep en ese
mismo año (fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos)
De las casi 57500 kTm de crudo importado durante 2000 un 40% procede de Africa (Libia y
Nigeria, principalmente) y un 30% de Oriente Medio (Arabia Saudí, Irán e Irak). El resto se reparte a
partes iguales entre Europa (Ex URSS) y América (Méjico).
La producción de fuelóleos en las refinerías españolas durante el año 2000 fue superior a
los 11000 kTm de los que sólo 1641 kTm fueron quemados en las grandes centrales de FO. No
obstante, hasta 4643 kTm de productos petrolíferos (diesel y FO) fueron empleados para
generación de electricidad en instalaciones de cogeneración y en las unidades extrapeninsulares.
Tabla 1. Consumo nacional de fuelóleos en el año 2000 Fuente: Mineco
TOTAL FO FO 1 FO 2 FO BIA6558 2826 911 2821
La evolución anual de la cobertura de la demanda de energía eléctrica en el sistema
eléctrico peninsular por medio de las centrales de FO/mixtas se resume en la siguiente tabla.
Tabla 2. Evolución de la cobertura de la demanda eléctricacon centrales de FO/mixtas (en GWh) Fuente: REE
En GWh 1997 1998 1999 2000 2001Fuel-gas 6843 5658 9925 10249 12400
Tabla 3. Consumo de FO y otros productos petrolíferos (en kTm) Fuente: REE
Anexo IV. COTEC Energía10
1996 1997 1998 1999 2000FO (régimen general) 463 222 935 1893 1641Derivados (régimen especial) 816 907 903 1197 1049Derivados Baleares 352 353 185 201 295Derivados Canarias 1240 1268 1343 1445 1593
Figura9. Evolución comparativa de los precios de carbón fuelóleo pesadoFFuueennttee:: MMCCIISS && DDaattaassttrreeaamm IICCVV
3. Funcionamiento de una central térmica de FO
El esquema técnico general correspondiente a una central térmica de FO es en esencia
similar al de una central de carbón. Salvo en lo que atañe obviamente al sistema de combustible y
tratamiento de los gases de combustión el resto de sistemas son comunes a ambos tipos de
centrales de generación. Téngase en cuenta que las centrales de carbón emplean usualmente el
fuelóleo durante el arranque del grupo por lo que aún con la lógica diferencia de capacidad,
encontraremos sistemas semejantes.
Desde el punto de vista termodinámico las centrales de fuelóleo también emplean un ciclo
agua/vapor de Rankine con recalentamiento intermedio y regeneración. Entre las centrales
españolas la de mayor tamaño es la de Castellón con dos grupos de casi 550 MW cada uno.
MCIS steam coalHeavy FO
95 96 97 98 99 00 01
US $ per tonne – 6000 kcal basis
140
120
100
80
60
40
20
MCIS steam coalHeavy FO
95 96 97 98 99 00 01
US $ per tonne – 6000 kcal basis
140
120
100
80
60
40
20
Anexo IV. COTEC Energía11
La caldera suele ser de hogar presurizado en lugar de equilibrado. Ello es debido a la
inexistencia de ventilador de tiro inducido, que no resulta necesario ya que el sistema de gases se
reduce notoriamente al no disponer de tratamiento de los mismos. Y es que la composición del
fuelóleo arroja valores muy pequeños de existencia de cenizas.
Por lo tanto a la descripción efectuada para una central térmica tan sólo sería necesario
añadir una descripción del sistema de combustible líquido para completar los sistemas propios de
una central de FO.
3.1 Características del Fuelóleo núm 2
Los fuelóleos constituyen el residuo de la destilación del crudo. Su única aplicación es la de
servir como combustible en instalaciones térmicas (calderas, hornos, secaderos ...) o mezclado junto al
gasóleo en lentos motores diesel marinos. Su contenido en azufre se limita por razones
medioambientales y también para evitar corrosiones en las partes más frías en contacto con los gases
de combustión. El fuelóleo con un 1% de contenido en azufre (denominado BIA) sirve de referencia
para los precios de todos los productos petrolíferos en los mercados internacionales. La viscosidad y el
contenido en azufre, son las características sirven para establecer su clasificación.
El análisis elemental de ambos productos revela una mezcla compleja de hidrocarburos (C
85%; H2 10%). A ellos se añaden:
• compuestos de Vanadio (catalizador de reacciones sulfúricas), Sodio, Potasio y Calcio, constitutivos
de las cenizas, que pueden originar problemas de corrosión en el metal del hogar y mayores
desgastes en bombas y clichés
• azufre
• humedad, generalmente añadida, como consecuencia de los procesos de manipulación
• asfaltenos y parafinas y otros productos pesados, que bajo el nombre de sedimentos, dan lugar a
coque en los quemadores.
De entre las propiedades de los combustibles líquidos merecen tenerse presentes la densidad,
la viscosidad y el punto de inflamación.
Anexo IV. COTEC Energía12
La densidad de un combustible líquido siempre se refiere a las condiciones de 15 oC (60 F) y
760 mm Hg. Es función de la presión (aunque en la práctica suele despreciarse) y decrece al aumentar
la temperatura. Es factible aproximar algunas propiedades del combustible en función de la densidad
de este. Además, la denominación en los países anglosajones de los distintos derivados líquidos del
petróleo se hace en grados API, función únicamente de la densidad relativa del combustible.
La viscosidad (como mayor o menor facilidad para fluir a determinada temperatura bajo la
acción de una fuerza) determinará las posibilidades de manipulación (almacenamiento, trasiego y
utilización) del combustible. La viscosidad decrece naturalmente con la temperatura. El FO es muy
viscoso a temperatura ambiente (100 cSt ya a 75o C). Para bombearlo es necesario reducir su
viscosidad cinemática por debajo de 1000 cSt (centiStokes), mientras que para atomizarlo
mecánicamente se exigen menos de 100 cSt (máx 50 cSt para atomización con vapor). Dichos valores
exigen pues un sistema de calentamiento. Por el contrario, el gasóleo pesado o de calefacción es
suficientemente fluido ya a temperatura ambiente (7 cSt a 40o y 100 cSt a -20o C).
Hasta el momento no se han formulado leyes que permitan calcular la viscosidad en función
de la temperatura para cualquier tipo de fuelóleo. Se denomina fluidez crítica a la temperatura mínima
por debajo de la cual el combustible no es trasegable. Este parámetro sirve de base para el diseño de
aislamientos, calentadores de depósitos, conductos ...
La inflamabilidad del combustible líquido determina las condiciones de seguridad durante el
almacenamiento y la manipulación. En general se les considera poco peligrosos ya que su punto de
inflamación es superior en 60-70 grados a la temperatura de almacenamiento. El fuelóleo se almacena
en depósitos de superficie, rodeado por un cubeto o muro de corta altura que en caso de rotura del
depósito retendría el combustible evitando su derrame
Tabla 4. Propiedades del fuelóleo núm 2
FUELÓLEO-2 Max Min Unidades
Color negro -
Anexo IV. COTEC Energía13
Densidad 0,99 0,94 kg/l
Viscosidad (100o C) 37 - mm2/s
Azufre 3,5 - % peso
Pto inflamación - 65 C
Agua+Sedimentos 1,0 - % volumen
Agua 0,5 % volumen
PCS/PCI - 9900-9400 kcal/kg
En general, la combustión de los combustibles líquidos se caracteriza por lo siguiente:
• exigen un exceso de aire menor que para los combustibles sólidos
• son más homogéneos en composición y poder calorífico (> 10000 kcal/kg)
• necesitan un mínimo o nulo tratamiento de escorias y/o cenizas
• son fáciles de pulverizar
• ofrecen una gran maniobrabilidad del grupo: permiten una rápida puesta en marcha o variación de
carga
3.2 El sistema de FO
El diseño completo del sistema de fuelóleo, incluyendo transporte, almacenamiento, trasiego y
alimentación, se hace en función de la viscosidad del mismo.
Almacenamiento
El fuelóleo llega a la planta por camión, ferrocarril, barco u oleoducto (por orden decreciente de
costes), procedente de una refinería, planta de distribución o buque de transporte.
Se almacena en depósitos cilíndricos de intemperie en número y capacidad variables según
potencia y consumo medio. Actualmente la gestión del stock almacenado en las plantas es decisión
propia de cada compañía propietaria, si bien esta cuestión estaba regulada anteriormente.
Estructuralmente, los tanques de almacenamiento de fuelóleo son depósitos atmosféricos de
chapa rodeados por un muro de baja altura que impide que el combustible se disemine por los
alrededores en caso de fuga o rotura del depósito. Internamente, van provistos de un serpentín de
Anexo IV. COTEC Energía14
calentamiento por el que circula vapor como fluido calefactor, ubicado en el fondo del tanque y que
permite mantener una temperatura mínima del combustible. Para su extracción se dispone de un
calentador de succión (también con vapor) en la sección de salida del tanque. El fluido calefactor
empleado es vapor auxiliar, saturado a baja presión (10-15 kg/cm2), que una vez condensado y
eliminadas las impurezas por inadecuado contacto con el fuel, se recoge en el tanque de goteos.
Preparación y trasiego
Normalmente existe un depósito intermedio dotado de los mismos sistemas de calefacción
que el depósito principal, o tanque llamado diario (por su capacidad), medidor (porque en él se
conoce el consumo) o de retornos (a él va a parar el caudal trasegado no empleado).
El fuel se trasiega desde las tomas de recepción hasta el tanque de almacenamiento y desde
este al tanque diario. Todas las líneas de transporte van dotadas de una camisa de calentamiento
mediante tuberías de vapor de acompañamiento (raras veces resistencias eléctricas). Todas las
líneas de trasiego van provistas de drenajes para evitar el estancamiento del combustible frío durante
largas paradas.
Antes de ser conducido a los quemadores de la caldera, el fuelóleo ha de ser preparado
convenientemente, dotándole de las condiciones necesarias de presión y de temperatura para el
caudal requerido.
El sistema de preparación, normalmente formado por varias líneas en paralelo, consta de los
siguientes elementos:
• filtros: que eliminan las impurezas tanto en la aspiración de las bombas como en la entrada de la
estación de control de fuel a quemadores. Suelen llevar en paralelo un medidor de presión
diferencial que previene de una excesiva pérdida de carga por colmatación del filtro.
• bombas: una por cada línea, generalmente del 100 % Suministran al fluido la presión necesaria
requerida en boca de quemadores. Pueden ser de varios tipos: alternativas, de engranajes, de
husillos helicoidales o centrífugas. Las bombas de trasiego emplean lazos de recirculación con
objeto de mantener una presión más o menos constante en la impulsión y entrgar una cantidad
variable de combustible según la carga.
Anexo IV. COTEC Energía15
• calentadores: la viscosidad adecuada del fuelóleo se obtiene calentándolo hasta unos 120º C
(desde unos 60º C), lo cual se consigue con vapor auxiliar en un calentador de superficie. Dichos
calentadores pueden ser: de carcasa y tubos simples; de tubos de vapor o multifilm, formado por
una serie de tubos concéntricos por donde se hace circular al vapor y sus condensados.
• Circuitos de retorno: la necesidad de mantener siempre el sistema de fuelóleo listo para ser
demandado, y, por tanto, con unas condiciones exigibles de presión y temperatura obligan a
operar en régimen de recirculación con retornos de distintas procedencias al tanque diario. Así
podemos distinguir varios lazos o circuitos de retorno procedentes de la impulsión de las bombas
(regulación del caudal de combustible) y de la estación de quemadores (parte del caudal de fuel
enviado a los quemadores no se consume)..
La recirculación es especialmente útil durante la puesta en marcha de la caldera. No obstante
pueden contribuir a efectos negativos sobre este, como el recalentamiento del fuel en las bombas o la
coquización del fuel en los calentadores.
Pulverización
La necesidad de conseguir una mezcla íntima entre el combustible y el comburente obliga a
introducir el fuel en el hogar finamente pulverizado. La labor de pulverización también se ve afectada
por la viscosidad del fuel, de modo que resulta más fácil cuanto menor sea esta propiedad. Dos son
los métodos empleados en la pulverización del combustible líquido: (a) mediante un fluido auxiliar, ya
sea vapor o aire; (b) mecánica. En este último caso, se le exige a la bomba una altura notablemente
mayor (ejemplo: 50-70 kg/cm2 en lugar de 20-30 kg/cm2).
Al quemador se le encomienda la labor de pulverización, además de la de lograr un buen
equilibrio entre combustible y comburente. Los quemadores de pulverización por fluido auxiliar están
formados por dos toberas coaxiales o convergentes, por las que por una circula el fuel y por la otra el
fluido auxiliar. En la boca del quemador se produce el contacto entre ambos provocando la erosión del
fuel, esto es, disgregación y arrastre.
La pulverización con aire no introduce sino más comburente. La mezcla se produce en una
pequeña cámara de expansión previa a la salida. Se exige una presión del aire ligeramente mayor
que la del fuel.
Anexo IV. COTEC Energía16
La pulverización con vapor introduce un mayor riesgo de corrosión. Se necesita mayor
cantidad de vapor por unidad de masa de fuel que en el caso de aire. También se necesita una mayor
presión del vapor pulverizador. La expansión del vapor en la cámara de salida origina además un
beneficioso calentamiento adicional del fuel. El vapor debe ser seco, saturado o ligeramente
recalentado. Permite obtener un campo de regulación muy elevado (1:10). Normalmente este es el
fluido auxiliar empleado en la pulverización del fuel.
La pulverización mecánica permite mayores caudales de fuel si bien exige mayores presiones
en la impulsión de las bombas (entre 15 y 70 kg/cm2). Se basa en la expansión brusca del fuelóleo a
sobrepresión a través de un orificio de restricción o ranura. El grado de pulverización es función de las
características de diseño del quemador (diámetro del orificio eyector, ángulo de pulverización) y de las
condiciones del sistema (presión de admisión y viscosidad del fuelóleo).
El aire de combustión es inyectado en torno al quemador. Este tipo de quemadores carece
de la flexibilidad necesaria, que sólo puede incrementarse mediante un sistema de retorno de fuel
(que actúa sobre la presión).
Anexo IV. COTEC Energía17
Figura 10. Esquema del sistema de fuelóleo
4. Problemática de la combustión del FO y la emisión de contaminantes
La composición del FO, con presencia de azufre, vanadio y sodio, es la causa de los
problemas que aparecen en las calderas de combustión de FO del lado del humo (gases). La
interacción de estos componentes produce problemas de corrosión a alta temperatura,
ensuciamiento con pérdida de sección de paso y emisión de humos ácidos visibles en chimenea,
que son verdaderamente costosos en términos de viabilidad de la planta y aprovechamiento del
calor.
La formación de SO3, responsable de la emisión de humos ácidos se debe a la reacción del
SO2 con oxígeno atómico, que sólo está presente si la temperatura es lo suficientemente alta. Y
aún así la cinética de la reacción es muy lenta. Sólo en presencia de catalizadores puede
acelerarse el proceso. Precisamente en los depósitos de FO están presentes algunos como el V2O5
y el Fe 2O3 y las temperaturas requeridas (entre 500 y 900ºC) se alcanzan en las zonas
sobrecalentadas. También en este aspecto el exceso de aire de trabajo favorece la acidificación de
los gases. El SO3 aumenta el punto de rocío ácido de los gases, lo que puede originar problemas
CC
TT
PP
PP
TANQUEDIARIO
TANQUE DEALMACENAMIENTODE FUELOIL
FILTROS BOMBAS DE F.O.
CALENTADORESDE FUELOIL
RETORNO-1
RETORNO-2
RETORNO-3
BOMBA DE TRASIEGO
TOMA
QU
EMA
DO
RES
QU
EMA
DO
RES
VAPORAUXILIAR
ESTACIONDE CONTROL
VALVULA DEAISLAMIENTO
VAPOR AUXILIAR
Anexo IV. COTEC Energía18
de corrosión en la zona de baja temperatura y en presencia de humedad forma vapores sulfúricos
que tiñen de color visible el penacho de la chimenea.
Las combinaciones de azufre, vanadio y sodio en las condiciones de operación dan lugar a
la formación de eutécticos de bajo punto de fusión en los depósitos a alta temperatura. Son
complejos vanadatos y sulfatos con puntos de fusión entre 550 y 880º C. Los más importantes son
los vanadil vanadatos de sodio con punto de fusión por debajo de 540º C. Por encima de esta
temperatura los depósitos son extremadamente duros y corrosivos. Ello origina ensuciamiento y
bloqueos de flujo en los sobrecalentadores (sobre todo en las partes cerradas) muy difíciles de
eliminar por soplado o incluso limpieza a presión. La relación vanadio/sodio en el combustible tiene
especial repercusión, con mayores problemas cuanto mayor sea el mencionado ratio.
Para luchar contra estos problemas es frecuente el empleo de aditivos químicos bien
inyectados directamente en el hogar, tras el economizador o en solución líquida junto al
combustible. Entre los más comunes está el óxido de magnesio (MgO). Con respecto al SO3 el
efecto del aditivo es doble: inhibe la conversión de SO2 en SO3 al promover la formación de
ortovanadatos y sulfatos de Mg de alto punto de fusión (con ello se reduce la temperatura de rocío
ácido de los humos); por otra parte el MgO neutraliza al ácido sulfúrico formado en las zonas de
baja temperatura. Con respecto a la formación de bloqueos, los depósitos de los vanadatos y
sulfatos de Mg formados en lugar de los vanadil vanadatos tienen puntos de fusión de más de
1540º C, son blandos, secos y frágiles y, por tanto, fácilmente eliminables por simple soplado con
aire a presión.
Los resultados experimentales tras emplear este aditivo muestran notables mejoras de
eficiencia y capacidad de la caldera y mayor duración y conservación de la misma, facilitando
asimismo la acción del sistema de soplado.
Anexo IV. COTEC Energía19
5. Centrales avanzadas de FO
La mayor parte del fuelóleo que se produce se utiliza bien como combustible de buques,
bien para las grandes centrales eléctricas y también en las propias refinerías donde es producido
para alimentar a los hornos. No obstante, las restricciones medioambientales y la necesidad de
tener centrales eléctricas más eficientes han hecho que las refinerías difícilmente puedan dar salida
a su excedente de FO.
En el mercado internacional hay una tendencia irreversible hacia los crudos más pesados,
más baratos pero de mayor contenido en azufre, que hace que la producción de fuelóleos aumente.
Por ello un problema estratégico a corto plazo es el de hallar vías alternativas para hacer uso de la
producción de FO. Hasta ahora sólo una parece estar lo suficientemente madura como para llevar a
cabo una inversión de envergadura. Se trata de una instalación de gasificación de FO integrada en
un ciclo combinado.
El resultado de esta compleja planta es un gas combustible obtenido a partir de residuos
pesados de la destilación del crudo (VVR Visbroken Vacuum Residue 5,5 % en peso de S) del que
además se separa una fracción de Hidrógeno que se emplea en la refinería en procesos de
hidrogenación (cada vez más frecuentes en la industria del refino y la petroquímica).
La instalación IGCC basada en FO contiene los mismos elementos o subsistemas que la
anteriormente descrita IGCC de carbón, esto es; una planta de fraccionamiento de aire, un
gasificador, un sistema de tratamiento de gases que elimine los compuestos sulfurados (SH2 y
COS) mediante aminas regenerables; un sistema de recuperación de azufre; y la isla de generación
de energía (turbina de gas, de vapor y caldera de recuperación de calor).
En el caso concreto del proyecto de la Refinería de Petronor (Somorrostro) la tecnología
empleada en el gasificador es propiedad de Texaco. Según las estimaciones el consumo de FO
(Alquitrán) podría ser de 195 Tm/h (1,5 millones de Tm anuales), la producción de Hidrógeno de
21500 Nm3/h, la potencia eléctrica neta de 780 MW y el rendimiento total neto del IGCC superior al
42% (que se elevaría hasta el 52% en caso de consumir gas natural en vez de gas de síntesis).
Anexo IV. COTEC Energía20
6. Conclusiones
La tendencia a la construcción de grandes centrales de FO se quebró mediados los años
70 como consecuencia de la crisis del petróleo. Si bien la coyuntura socio-económica actual no
permitiría reproducir las consecuencias de tal evento produjo (en parte por las medidas
autoprotectoras tomadas como la diversidad de aprovisionamientos o las campañas de ahorro
energético) sí se percibe aún la falta de estabilidad y, por ende de seguridad, en el mercado
internacional del petróleo, y cuya sintomatología aparece periódicamente al resurgir los grandes
conflictos internacionales. Un simple vistazo a la ubicación de las reservas mundiales de petróleo
es un argumento de excesivo peso como para invertir esta percepción. Es por ello por lo que
ninguna compañía eléctrica de Occidente se plantea en la actualidad grandes inversiones en este
capítulo.
Al mismo tiempo, la entrada masiva de gas natural supone un importante revés para los
grupos que aún se mantienen operativos para atender a las puntas de demanda. Si bien los ciclos
combinados se conciben en principio como centrales de base, su especial flexibilidad para el
seguimiento de carga les convierte en alternativa natural a las centrales de FO, más aún si
pensamos en que no tendrán cabida simultáneamente todas las centrales de gas proyectadas
(alguna se destinará a cubrir puntas). Así pues cabe aventurar en un futuro a medio plazo la
sustitución de potencia instalada que emplea FO por nuevas realizaciones de centrales de gas. (No
se insiste nuevamente en que antes de jubilar grupos es necesario resolver el tema de la garantía
de suministro).
Con este panorama, las refinerías deberán abordar tarde o temprano el problema que
suponen los excedentes cada vez mayores de FO, en parte debido al problema mencionado y en
parte por las características del crudo actual y futuro, cada vez más pesado. No obstante, en el
mercado energético del futuro convergen las distintas facciones tradicionalmente separadas del
gas, el petróleo y la electricidad. Esto permite una oportunidad de negocio a las refinerías, que
podrían emplear el FO excedentario en generar electricidad para su propio suministro (como ya
vienen haciendo desde hace tiempo) y para el de nuevos clientes. Las nuevas tecnologías permiten
además que el aprovechamiento pueda hacerse de forma más eficiente mediante técnicas de
Anexo IV. COTEC Energía21
gasificación. En este sentido cabe destacar el proyecto de construcción de un gasificador de FO
integrado en un ciclo combinado para la refinería de Petronor en Somorrostro, y cuya rentabilidad (y
singularidad) se comprobará en los próximos años. En todo caso, este tipo de iniciativas parece
quedar exclusivamente ligadas a las grandes refinerías.