UNIVERSIDAD TCNICA FEDERICO SANTA MARA DEPARTAMENTO DE MECNICA VALPARASO CHILE

UTILIZACIN DE PETRLEOS PESADOS COMO OPCIN DE REEMPLAZO DEL GAS NATURAL EN PROCESOS INDUSTRIALES

LVARO IGNACIO LIGARIUS GASTELU

TRABAJO DE TTULACIN PARA OPTAR AL TTULO DE: INGENIERO CIVIL MECNICO

PROFESOR GUA

: PROF. MG.-ING. JAIME ESPINOZA S.

PROF. CORREFERENTE

: PROF. Ph D. FERNANDO CARVAJAL G.

VALPARASO, MAYO 2008

RESUMEN EJECUTIVO.

Frente a los problemas de suministro de Gas Natural desde Argentina los industriales se han visto obligados a utilizar los combustibles de respaldo usuales, tales como el Diesel y GLP, lo que ha significado un incremento en sus costos de produccin. Debido a esto los industriales requieren conocer cules seran los requisitos y costos asociados al uso de petrleos combustibles como PC-5 y PC-6(combustibles mucho ms baratos) a fin de disminuir sus costos. En este trabajo de ttulo se ha descrito las instalaciones requeridas en la Regin Metropolitana que permitan la operacin con estos combustibles de manera que se logre cumplir las exigencias que estipula la normativa ambiental (PPDA) respecto de emisiones de Material Particulado (MP), xidos de Azufre (SO2), xidos de Nitrgeno (NOx) y Monxido de Carbono (CO). Las modificaciones requeridas incluyen la adaptacin del sistema de combustin y utilizacin de equipos de abatimiento de gases como Filtros de Mangas, Precipitador Electrosttico y Lavador de Gases. Estas instalaciones requieren altas inversiones y costos de operacin que han sido establecidos para industrias cuyo consumo de combustibles vara entre los 100 lt/h y 2.500 lt/h de petrleo. Las inversiones ms relevantes se han establecido a base de cotizaciones en firme cuya variacin al momento de su adquisicin no es mayor al 10% del total. En la evaluacin econmica existen varios supuestos que se mencionan en los captulos N 4 y N 5. De estos, uno de los ms relevantes es el horizonte de evaluacin del proyecto. Se han considerado dos escenarios que son los que se describen a continuacin: Inversin anualizada en 2 aos con tasa de inters del 7%. Este caso representa la alta exigencia de rentabilidad del proyecto dado que se espera que en el corto plazo llegue el Gas Natural Licuado a precios comparables a los petrleos pesados. El factor de recuperacin del capital (F.R.C.) en este escenario es de 0,553. Inversin anualizada en 4 aos con tasa de inters del 7%. Este caso representa una exigencia moderada en el mediano plazo, por algn retardo en el abastecimiento del GNL. El factor de recuperacin del capital (F.R.C.) en este escenario es de 0,295.

Del anlisis econmico se concluye que las principales inversiones y costos de operacin son linealmente dependientes del caudal de gases de combustin (y en consecuencia del consumo de energa del equipo). Tambin se encontr que las industrias pueden ser clasificadas en tres categoras definidas segn el consumo anual de energa:

Industrias de Gran Consumo. (Consumos superiores a 6 Mill m3 GN eq. anuales). Industrias de Mediano Consumo (Entre 3 Mill. y 6 Mill. m3 GN eq. anuales). Industrias Pequeas (Consumos menores a 3 Mill. m3 GN eq. anuales).

Cuando el horizonte de evaluacin es de 2 aos, y en el caso de industrias grandes el costo unitario promedio de inversin y operacin, en conjunto, alcanza los 1,5 US$/MMBtu y es prcticamente constante. Cuando el horizonte de evaluacin es de 2 aos y la industria tiene un consumo mediano de energa, el costo unitario promedio de inversin y operacin, en conjunto, alcanza los 2,26 US$/MMBtu Dicho lo anterior, y dados los distintos escenarios de corte de gas natural es que se concluye que, en el caso de haber cortes de gas natural superiores a 25%, a las industrias medianas y grandes les resulta econmicamente beneficioso invertir en el proyecto de cambio de combustible de respaldo a petrleos. En el caso de las industrias pequeas (de consumos cercanos a 1,5 Mill. m3 GN eq. anuales) se requiere una evaluacin ms acabada cuyo mtodo se describe en el Captulo N 5 de este trabajo de ttulo. Tambin se investig la sensibilidad del volumen de consumo energtico para el cual es econmicamente beneficioso el cambio de combustible de respaldo respecto de la variacin de los costos de los combustibles. De esto se obtuvo el resultado de que en el caso ms probable, de un aumento del costo de la energa, el volumen de consumo energtico de cambio de combustible de respaldo se reduce en la misma proporcin, independiente de si se trata de PC-5 o PC-6 cuando el corte gas natural es de 75%, es decir que en esta situacin un aumento del precio del combustible del 20% repercute en que el proyecto de cambio de combustible de respaldo se le hace rentable a todas las industrias que presentan consumos energticos mayores a 80% del volumen actual de cambio de combustible.

ABSTRACT The lack of Argentinean natural gas (NG) supply has forced the industry to consume back-up fuels such as diesel, kerosene or liquid propane gas (LPG). That is why production costs have been increased significantly and the industry needs to know which are the facilities required and cost associated to the fuel oils (PC-5 and PC-6) consumption so they can cutback on their costs. In this thesis there is a description of the system required when consuming fuel oils in the Region Metropolitana (Chile) in order to achieve the ambient law (PPDA) regarding to PM-10, SO2, NOx and CO. The adaptations of the actual combustion system include the installation of dual fuel burners and the installation of pollution control facilities such as (Bag house Filter, XXX). These equipments are very expensive and there is a high annual cost associated. This investment and annual costs where estimated in facilities which fuel oils consumption is in the rage of 100 liters per hour and the 2.500 liters per hour. Most relevant investments are based in FOB quotation. (One of the most important economics issues) is the number of anualization periods considered. Two scenarios where been considered as follow: Two years and 7% of investment rate. It represents the expectation of a short payback time because it is believed that the LNG will be commercialized soon at similar prices than fuel oils. The capital recovery factor (CRF) is 0,533 in this case. Four year sand 7% of investment rate. It represents a moderate payback time because (XXX). The capital recovery factor (CRF) is 0,295 in this case.

Capital costs and annual costs have a lineal dependence with the flue gases or the energy consumption as well. Depending on the annual energy consumption we can (group) industries in three categories such as: High energy consumption industries (more than 6 millions of cubic meters of GN equivalent) Medium energy consumption industries (more than 3 millions of cubic meters of GN equivalent and up to 6 millions of cubic meters of GN equivalent) Low energy consumption industries (less than 3 millions of cubic meters of GN equivalent)

When the number of anualization periods is equivalent to two years the unitary capital costs and annual costs for high energy consumption industries is 1,5 US$ per MMBtu consumed. When the number of anualization periods is equivalent to two years the

unitary capital cost and annual costs for medium energy consumption industries is 2,26 US$ per MMBtu consumed. In consequence, the replace of the actual back-up fuel (diesel, kerosene or LPG) for fuel oils is a (good choice to cutback on costs) for medium and high energy consumption industries when natural gas supply is less than 75% of regular. For small industries (around 1,5 millions of cubic meters of GN equivalent) a more accurate economic evaluation is described in chapter N 5.

I. 1. I. NDICE GENERAL.

NDICES.

NDICES............................................................................................................... 1 1. NDICE GENERAL ....................................................................................... 1 2. NDICE DE TABLAS .................................................................................... 4 3. NDICE DE FIGURAS................................................................................... 5

II. III.

INTRODUCCIN. ............................................................................................... 8 OBJETIVOS. ...................................................................................................... 10 1. OBJETIVOS GENERALES. ........................................................................ 10 2. OBJETIVO ESPECFICO. ........................................................................... 10

IV.

DESARROLLO DEL TRABAJO. ..................................................................... 11 ACTUAL DEL MERCADO DE EN LA REGIN

CAPTULO N 1: SITUACIN COMBUSTIBLES

METROPOLITANA Y LA PROYECCIN DE LA OFERTA DEL GAS NATURAL. 1.1. EL MERCADO DE COMBUSTIBLES FSILES EN LA REGIN METROPOLITANA. .......................................................... 11 1.2. COMBUSTIBLES UTILIZADOS COMO RESPALDO DEL GAS NATURAL INDUSTRIAL. ....................................................... 13 1.3. CORTES DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL

ARGENTINO Y SU IMPACTO EN LA INDUSTRIA. ..................... 14 1.4. PROYECCIN DE LA OFERTA DE GAS NATURAL ARGENTINO EN EL SECTOR INDUSTRIAL CHILENO. ............. 16 CAPTULO N 2: RESUMEN Y ANLISIS DE LA NORMATIVA AMBIENTAL APLICABLE A FUENTES

INDUSTRIALES EN LA RM. 2.1. NORMATIVA AMBIENTAL APLICABLE A EQUIPOS INDUSTRIALES................................................................................. 17 2.2. NORMATIVA AMBIENTAL APLICABLE A CALDERAS EN LA REGIN METROPOLITANA. .................................................... 18

1

2.2.1. MATERIAL PARTICULADO (MP) ...................................... 18 2.2.2. XIDOS DE NITRGENO (NOX) ........................................ 18 2.2.3. MONXIDO DE CARBONO (CO) ....................................... 19 2.2.4. XIDOS DE AZUFRE (SOX)................................................. 19 2.3. NORMATIVA AMBIENTAL APLICABLE A FUENTES TIPO PROCESO EN LA REGIN METROPOLITANA. (HORNOS Y SIMILARES). .................................................................................. 19 2.3.1. MATERIAL PARTICULADO (MP) ...................................... 19 2.3.2. XIDOS DE NITRGENO (NOX) ........................................ 20 2.3.3. MONXIDO DE CARBONO (CO) (TODAS LAS FUENTES TIPO PROCESOS)................................................ 21 2.3.4. XIDOS DE AZUFRE (SOX)................................................. 21 2.4. ANLISIS DE LA NORMATIVA AMBIENTAL............................. 21 2.4.1 RESTRICCIN DE EMISIONES INSTANTNEAS. .......... 21 2.4.2. REDUCCIN O COMPENSACIN DE EMISIONES ANUALES. .............................................................................. 23 CAPTULO N 3: DESCRIPCIN DE EQUIPOS E INSTALACIONES ASOCIADAS A LA UTILIZACIN DE PC-5 Y PC-6 Y EL ABATIMIENTO DE GASES PRODUCTO DE LA COMBUSTIN. 3.1. ASPECTOS GENERALES DE UN PROYECTO DE

CONVERSIN A PETRLEOS COMBUSTIBLES......................... 24 3.2. ADAPTACIN DE LAS INSTALACIONES .................................... 25 3.3. SISTEMAS DE ABATIMIENTO. ...................................................... 26 3.3.1. ABATIMIENTO DE MATERIAL PARTICULADO (MP) ......................................................................................... 26 3.3.2. ABATIMIENTO DEL DIOXIDO DE AZUFRE (SO2).......... 30 3.3.3. ABATIMIENTO DE NOX....................................................... 32

2

3.3.3.1.

FORMACIN DEL NOX. ...................................... 32 EMISIONES DE NOX. ............................................... 34

3.3.3.2.MTODOS PARA CONTROLAR LAS

3.4. ENFRIADORES DE GASES. ............................................................. 39 CAPTULO N 4: COSTO DE COMBUSTIBLES EN LA REGIN METROPOLITANA........................................................................... 40 CAPTULO N 5: COSTOS DE INVERSIN Y OPERACIN DE PRINCIPALES EQUIPOS DE ABATIMIENTO EN LA REGIN METROPOLITANA. 5.1. CONSIDERACIONES ECONOMICAS. 5.2. EQUIPOS AUXILIARES Y COSTOS ADICIONALES POR MANIPULACIN DE PETRLEOS COMBUSTIBLES. ................ 44 5.2.1. COSTOS ADICIONALES POR MANIPULACIN DE PETRLEOS COMBUSTIBLES. .......................................... 44 5.2.2. COSTOS DE ENFRIADORES DE GASES. .......................... 45 5.3. FILTROS DE MANGAS..................................................................... 47 5.3.1. COSTOS DE INVERSIN. .................................................... 47 5.3.2. COSTOS DE OPERACIN. ................................................... 48 5.4. LAVADORES DE GASES HMEDOS............................................. 50 5.4.1. COSTOS DE INVERSIN ..................................................... 50 5.4.2. COSTOS DE OPERACIN .................................................... 52 5.5. EQUIPOS SCR Y SNCR..................................................................... 54 5.5.1. COSTOS DE INVERSIN DE EQUIPOS SCR..................... 54 5.5.2. COSTOS DE OPERACIN DE EQUIPOS SCR. .................. 55 5.5.3. COSTOS DE INVERSIN DE EQUIPOS SNCR.................. 57 5.5.4. COSTOS DE OPERACIN DE EQUIPOS SCR. .................. 58 5.6. METODOLOGA PARA DETERMINAR LOS COSTOS REALES DE LOS COMBUSTIBLES POR LA UTILIZACIN DE EQUIPOS DE ABATIMIENTO. .................................................. 60

3

5.7. RESUMEN DE COSTOS DE OPERACIN E INVERSIN DE LOS PRINCIPALES EQUIPOS NECESARIOS PARA EL ABATIMIENTO DE MP, SO2 Y NOX................................................ 60 5.7.1. COSTOS DE INVERSIN DE PRINCIPALES EQUIPOS DE ABATIMIENTO.............................................. 61 5.7.2. COSTOS DE OPERACIN DE PRINCIPALES

EQUIPOS DE ABATIMIENTO.............................................. 61 5.8. COSTOS UNITARIOS DE INVERSIN Y OPERACIN POR ABATIMIENTO AL UTILIZAR PETRLEOS

COMBUSTIBLES (ABATIMIENTO DE MP Y SO2). ...................... 61 5.8.1. CLCULO DE COSTOS UNITARIOS DE ABATIMIENTO...................................................................... 62 5.9. COSTOS ADICIONALES POR MANIPULACIN DE

PETRLEOS COMBUSTIBLES. ...................................................... 66 5.10. CLCULO DEL COSTO REAL DE LOS COMBUSTIBLES. ......... 67 5.11 PRECIO DE QUIEBRE DE PETRLEOS COMBUSTIBLES. ........ 68 5.12 . EJEMPLO DE ANLISIS DE CAMBIO DE COMBUSTIBLE DE RESPALDO PARA UNA EMPRESA TIPO. ..................................... 73 5.13 INFLUENCIA DEL TIPO DE CAMBIO Y EL PRECIO DEL CRUDO EN EL PRECIO DE QUIEBRE ........................................... 75 CAPTULO N 6: CONCLUSIONES. ........................................................................... 79 V. VI. REFERENCIAS.................................................................................................. 82 ANEXOS. ........................................................................................................... 84

4

2.

NDICE DE CUADROS.

Cuadro N 1.1 Distribucin de combustibles utilizados como respaldo del Gas Natural en el sector Industrial de la Regin Metropolitana. ................ 14 Cuadro N 2.1 Emisiones tpicas de Hornos y Calderas en condiciones no controladas. .......................................................................................... 22

Cuadro N 2.2 Metas de concentracin de emisiones a cumplir para cada contaminante y condiciones para cumplirlas para cada combustible .......................................................................................... 22 Cuadro N 3.1 Condiciones Tpicas de Operacin y Eficiencia de Abatimiento de Material Particulado............................................................................. 29 Cuadro N 3.2 Contenido de Nitrgeno en combustibles fsiles comercializados en la RM. (porcentajes en base masa).................................................. 34 Cuadro N 3.3 Condiciones Tpicas de Operacin y Eficiencia de los Sistemas de Post Combustin para Abatir NOx. ..................................................... 39 Cuadro N 4.1 Precios de combustibles para consumidores industriales de la regin metropolitana(segundo semestre 2007) .................................... 41 Cuadro N 5.1 Costos por la adecuacin de quemadores e instalaciones para su funcionamiento con petrleos combustibles (Equipos cuya capacidad es menor a 12 MMBtu/h) .................................................... 45 Cuadro N 5.2 Costos operacionales unitarios por utilizacin de petrleos combustibles. ....................................................................................... 45 Cuadro N 5.3 Costos operacionales por utilizacin de petrleos combustibles (calefaccin y mantencin) (COQ) ...................................................... 67 Cuadro N 5.4 Datos de entrada para anlisis de cambio de combustible en una industria tipo. ....................................................................................... 73 Cuadro N 5.5 Costos Unitarios por conversin y abatimiento de gases al utilizar PC-6 como combustible de respaldo de Empresa tipo......................... 74 Cuadro N 5.6 Estructura de costos de inversin y operacin de equipos de abatimiento........................................................................................... 76

5

Cuadro N 6.1 Costos especficos de inversin y operacin por abatimiento de gases producto de combustin de petrleos combustibles para industrias medianas y grandes. (Horizonte de evaluacin de 2 aos) ..................................................................................................... 80 Cuadro N 6.2 Costos especficos promedio de inversin y operacin por abatimiento de gases producto de combustin de petrleos combustibles para industrias medianas y grandes (Horizonte de evaluacin de 4 aos)........................................................................... 80 Cuadro N 6.3 Costos especficos promedio de operacin por utilizacin de petrleos combustibles......................................................................... 80

3.

NDICE DE FIGURAS.

Figura N1.1: Esquema de Contenido de Captulos......................................................... 9 Figura N1.2: Evolucin Histrica del Consumo de combustibles fsiles en la Regin Metropolitana. ........................................................................... 12 Figura N 1.3: Porcentaje (%) de corte de GN respecto de requerimientos normales del ao 2005. (Perodo 2004-2007)........................................ 15 Figura N 3.1: Proyecto tipo para utilizar PC-5 o PC-6 como combustible alternativo. ............................................................................................. 25 Figura N 3.2: Esquema de torre empacada (lavador de gases hmedo) ....................... 31 Figura N 3.3.: Emisiones de NOx en equilibrio en funcin de la Temperatura, y para dos excesos de aire en la combustin. North American Combustion Handbook, Volume II, 1997.............................................. 33 Figura N 3.4: Reduccin Cataltica Selectiva (SCR).................................................... 37 Figura N 4.1: Evolucin de Precios de Combustibles a Industriales en la RM............ 40 Figura N 5.1: Costos de Inversin de la implementacin de Filtros de Mangas en funcin del Flujo Actual de Gases de Escape. ....................................... 48 Figura N 5.2: Costos de Operacin de Filtros de Mangas en funcin del Flujo Actual de Gases de Escape (3 turnos).................................................... 50 Figura N 5.3: Inversin de Lavadores de Gases Hmedos en funcin del Flujo Actual de Gases de Escape..................................................................... 52

6

Figura N 5.4: Costos de operacin de Lavadores de Gases Hmedos. ........................ 53 Figura N 5.5: Inversin en equipos SCR. ..................................................................... 55 Figura N 5.6: Costos de Operacin en equipos SCR.................................................... 56 Figura N 5.7: Inversin en equipos SNCR. .................................................................. 58 Figura N 5.8: Costos de Operacin en equipos SNCR................................................. 59 Figura N 5.9: Costos unitarios de Inversin por abatimiento (MP y SO2) al utilizar petrleos combustibles (Inversin anualizada a 2 y 4 aos con inters 7% anual)............................................................................. 64 Figura N 5.10: Costos unitarios de Operacin por abatimiento (MP y SO2) al utilizar petrleos combustibles. ............................................................. 65 Figura N 5.11: Esquema de decisin de cambio de combustible y su relacin con el Precio de Quiebre (Pq PC). ................................................................ 69 Figura N 5.12: Precio de quiebre del PC-5 segn los consumos energticos anuales y para distintos niveles de corte de gas natural () ................... 71 Figura N 5.13: Precio de quiebre del PC-6 segn los consumos energticos anuales y para distintos niveles de corte de gas natural () .................. 72 Figura N 5.14: Sensibilizacin del Volumen de Consumo Energtico de Cambio de Combustible de Respaldo Respecto del Precio de los Combustibles ......................................................................................... 77 Figura N 5.15: Variacin del Volumen de Consumo Energtico de Cambio de Combustible de Respaldo (PC-5) Cuando Existe un 75% de Corte de Gas Natural y el Costo de los Combustibles han Disminuido en un 10%. .................................................................................................. 78 Figura N 5.16: Variacin del Volumen de Consumo Energtico de Cambio de Combustible de Respaldo (PC-5) Cuando Existe un 75% de Corte de Gas Natural y el Costo de los Combustibles han Aumentado en un 10%. .................................................................................................. 79

7

II.

INTRODUCCIN.

Dada la escasez de Gas Natural Argentino la problemtica energtica es de gran inters a nivel pas. A pesar de constituir un problema de corto plazo, los efectos pueden repercutir en una variacin ms permanente de la matriz energtica nacional. La situacin actual presenta un escenario con una alta volatilidad en el precio del gas natural y cortes imprevistos de suministro. Es por eso que en este momento el sector industrial se encuentra muy interesado en aquellas alternativas que les permita disminuir el fuerte impacto econmico que esta crisis ya est generando y que puede llegar a ser ms acentuado en caso de un retraso de la llegada del GNL y ms permanente debido a que se esperan precios del GNL superiores a los histricos. Frente a los problemas de suministro de Gas Natural desde argentina los industriales se han visto obligados a utilizar los combustibles de respaldo usuales, tales como el Diesel y GLP, lo que ha significado un incremento en sus costos de produccin. Debido a esto los industriales requieren conocer cules seran los requisitos y costos asociados al uso de petrleos combustibles como PC-5 y PC-6(combustibles mucho ms baratos) a fin de disminuir sus costos. En especial nos interesa el caso de la Regin Metropolitana, en que la normativa ambiental actual exige estndares de emisiones de MP, SO2, NOx y CO que al operar con petrleos combustibles hacen necesaria la utilizacin de equipos de Abatimiento (Filtros de Mangas, Precipitador Electrosttico, Lavador de Gases, etc), los que requieren altas inversiones y costos de operacin que deben considerarse al realizar el anlisis econmico requerido para su utilizacin. Por otra parte estos combustibles, al igual que el gas natural, logran cumplir lo que las exigencias ambientales de la Regin Metropolitana sin la utilizacin de equipos de abatimiento. En este marco es que este trabajo de ttulo pretende conformar una gua para la industria, que entregue herramientas tcnicas y econmicas para evaluar la utilizacin de petrleos combustibles, dado su menor precio en el mercado con respecto a otras alternativas. Se desea poner a disposicin de los industriales las bases tcnicas y las condiciones econmicas que hagan viable el uso de petrleos combustibles dada la normativa ambiental vigente en la Regin Metropolitana. La metodologa a seguir para poder tomar una decisin tcnico-econmica al respecto del uso de petrleos combustibles como combustible de respaldo tiene como punto de partida los costos de inversin y de operacin que le corresponden a cada industria en particular, asociados directamente al cambio de combustible y a los precios de los combustibles. Una vez que se ha identificado la estructura de costos (costos adicionales por inversin y operacin de petrleos combustibles y el costo de abatimiento de las emisiones) se estara en condiciones de realizar comparaciones sobre los costos reales de cada una de las alternativas que pudiera elegir la industria.

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De este modo la decisin del cambio de un combustible de respaldo por otro sera vlida ya que se toma en cuenta no solo los costos de los combustibles, sino que tambin se incorpora aquellos gastos que debe incurrir la industria para la operacin, mantencin e inversin adicionales por el uso de un combustible de respaldo como los petrleos combustibles. En la figura N 1.1 se presenta un diagrama de bloques en el que se destaca cada uno de los captulos de esta memoria y la forma en que se relacionan para alcanzar el objetivo final que es el de la toma de decisin de cambio de combustible, con bases tcnicas slidas que aseguren el cumplimiento de la normativa ambiental vigente en la Regin Metropolitana, al operar o no con petrleos combustibles como combustible de respaldo.

Captulo N 1 Situacin actual del mercado de combustibles en la regin metropolitana y la proyeccin de la oferta de GN

Captulo N 2 Resumen y Anlisis de la Normativa Ambiental aplicable a fuentes industriales en la RM

GN

R

Matriz energtica ms econmica para cada industria en particular?

Captulo N 3 Descripcin de equipos e instalaciones asociadas a la utilizacin de PC-5 y PC-6 y el abatimiento de gases producto de la combustin

Captulo N 4 Costos de los Combustibles en la Regin Metropolitana

Captulo N 5 Costos de Inversin y Operacin de equipos de abatimiento y adaptacin de instalaciones en la Regin Metropolitana

Captulo N 6 Conclusiones y Comentarios

Figura N 1.1: Esquema de Contenido de Captulos.

9

III.

OBJETIVOS.

1. 2.

OBJETIVOS GENERALES. Identificar las repercusiones de la ausencia de gas natural en el sector industrial de la Regin Metropolitana. Analizar la normativa ambiental vigente, que regula las emisiones de NOx, SO2, CO y MP en el sector industrial de la Regin Metropolitana. Proponer sistemas de abatimiento que permitan la utilizacin de petrleos combustibles pesados y el cumplimiento de la normativa ambiental vigente. Conocer los sistemas y costos asociados a la operacin de petrleos combustibles como PC-5 y PC-6. Entregar herramientas tcnicas y econmicas que permitan la evaluacin de la opcin de cambio de combustible de respaldo. OBJETIVO ESPECFICO. Conformar una gua para el sector industrial de la Regin Metropolitana que entregue herramientas tcnicas y econmicas para evaluar la utilizacin de petrleos combustibles pesados.

10

IV.

DESARROLLO DEL TRABAJO.

CAPTULO N 1: SITUACIN ACTUAL DEL MERCADO DE COMBUSTIBLES EN LA REGIN METROPOLITANA Y LA PROYECCIN DE LA OFERTA DEL GAS NATURAL.

1.1.

EL MERCADO DE COMBUSTIBLES FSILES EN LA REGIN METROPOLITANA.

El mercado de combustibles chileno es mayoritariamente abastecido desde el exterior. Por esta razn es que el mercado interno se encuentra muy influenciado por los vaivenes de las economas internacionales que determinan en gran parte el precio y los volmenes de energticos que llegan a nuestro pas. Durante el 2001 se importaron 11,8 millones de m3 de crudo siendo el volumen de combustibles lquidos comercializados en el mismo ao de 13 millones de m3; lo que corresponde a haber importado cerca del 91% del crudo consumido, proporcin que ha aumentado levemente en los ltimos aos [1]. Otro aspecto importante del mercado de combustibles es el ingreso del Gas Natural a partir del ao 1997, que produjo una fuerte discontinuidad en el consumo de combustibles como el GLP, Diesel y PC-6. El impacto en el sector industrial fue muy notorio, habiendo sustituido al ao 1999 cerca de 300 mil m3 de petrleos combustibles correspondientes aproximadamente al 45% del consumo de este sector. Esta proporcin ha aumentado a la fecha hasta llegar a ser poco ms de un 50% del consumo del sector industrial haciendo que el consumo de PC-6 y PC-5 (como combustible base) haya sido casi reducido en su totalidad en la regin metropolitana [2] [3]. Como se ve en la Figura N 1.2 el consumo de IFO-180, PC-5 y PC-6, combustibles consumidos slo en el sector industrial, se ha restringido casi en su totalidad. Principalmente son dos las razones que explican esta situacin y son las siguientes: El bajo precio con el que ingres el gas natural al mercado de combustibles hizo que los industriales prefirieran operar con un combustible ms barato. El decreto supremo N 16/1998 que establece un Plan de Prevencin y Descontaminacin Atmosfrica (PPDA) que regula las emisiones de Material Particulado con lo que se incentiva el uso de combustibles limpios como el gas natural y el gas licuado.

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Consumo de Combustibles Fsiles en la Regin Metropolitana. [ Miles de Tera Joules ]120

Consumo de Comb. Miles de Tera Joules

100

80

GN

60

PC-6

GLP

40

PC-5

IFO 180

20

DIESEL

0

19 96

19 97

19 98

19 99

20 01

20 00

20 02

20 03

20 04

DIESEL

IFO 180

PC-5

PC-6

GLP

GN

Fuente: Elaboracin propia a partir de estadsticas SEC. Figura N 1.2: Evolucin Histrica del consumo de combustibles fsiles en la Regin Metropolitana. Otro aspecto importante del mercado de combustibles es que debe asegurarse la operacin continua de los equipos. Este requisito es de mucha importancia en el sector industrial ya que la detencin de la planta o faena implica un costo demasiado elevado, que es evitado utilizando un combustible alternativo en casos de emergencia.

20 05AO

12

1.2.

COMBUSTIBLES UTILIZADOS COMO RESPALDO DEL GAS NATURAL INDUSTRIAL.

Frente a la falta del gas natural, los equipos que tienen como combustible base el gas natural deben cambiar a otro combustible que reemplace su consumo calrico equivalente. Las empresas de distribucin de gas natural y los consultores indicaron que cuando se convirtieran al gas natural las industrias deban mantener un combustible de respaldo frente a la eventual falla de los gasoductos y/o de la red de distribucin. Segn el proceso de las empresas se seleccion como combustible de respaldo el gas licuado o el diesel por su fcil utilizacin, independientemente de sus costos debido a que las fallas seran muy pocas y de breve duracin. En este momento frente a la falta masiva del gas natural la eleccin del combustible de respaldo se ve afectada fuertemente por el criterio econmico. El industrial est tratando de mantener sus costos en el mnimo posible, eligiendo as los combustibles ms baratos que haya en el mercado. Deber tambin considerar el aspecto tcnico ya que el combustible de respaldo debe ser compatible con el proceso que se est llevando a cabo y se cumpla las exigencias de la normativa ambiental que regula este tipo de actividad. Actualmente, en la Regin Metropolitana, todas las empresas tienen el 100% del consumo de gas natural respaldado con otro combustible. En el Cuadro N 1.1 se presenta la distribucin porcentual de los combustibles utilizados como respaldo para el ao 2005 en caso de falta de suministro del gas natural [4]. Esta distribucin no es la que encontraramos en los aos posteriores al 2007 puesto que a la fecha slo se ha exigido un cumplimiento parcial del PPDA de Enero de 2004. Como lo ha anunciado la CONAMA se pretende exigir cada uno de los aspectos del PPDA a la brevedad. Esto exigir que los que el ao 2005 utilizaban PC-5 debern instalar equipos de abatimiento o cambiar a diesel o gas licuado.

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Cuadro N 1.1: Distribucin de combustibles utilizados como respaldo del Gas Natural en el sector Industrial de la Regin Metropolitana. (Ao 2005)Combustible Respaldo Gas Licuado Kerosene Diesel Petrleo N 5 (PC-5) (1) Petrleo N 6 (PC-6) TOTAL

%16% 3% 29% 52% 0% 100%

(1) Las industrias que poseen como combustible de respaldo al PC-5 no poseen equipos de abatimiento an. Fuente: Estudio realizado por Gamma Ingenieros S.A.

1.3.

CORTES DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL ARGENTINO Y SU IMPACTO EN LA INDUSTRIA.

El sector industrial ha sufrido restricciones crecientes desde el ao 2004 a raz de la crisis de gas natural argentino. En el ao 2004 las autoridades argentinas fijaron cuotas mximas mensuales, con lo que los industriales conocan con anticipacin los volmenes faltantes lo que les permiti programar sus consumos e incluso intercambiar las cuotas asignadas a cada industria. A fines del 2004 el sistema cambi: se modificaron las cuotas mensuales por restricciones y cuotas diarias, dando aviso la distribuidora a las industrias con pocas horas de anticipacin. Esto perjudic el sistema con que se vena operando una Bolsa del Gas sistema de intercambio de cuotas mensuales y gener inestabilidad tanto para las industrias como para las distribuidoras. En el ao 2004 la restriccin total al sector industrial en la zona central y sur alcanz aproximadamente a un 2%. Los cortes aumentaron a 33% y a 40% los aos 2005 y 2006 respectivamente. La evolucin de los cortes de gas natural argentino anual nacional para el sector industrial ms residencial se presenta la Figura N 1.3. Como se puede apreciar en la figura, la mayora de los cortes son en perodos de otoo e invierno. Las estadsticas disponibles en la CNE muestran que hasta el 1 de Noviembre del 2007 la restriccin nacional promedio ha alcanzado el 66%.

14

En el sector industrial ha habido una falta de gas natural del 100% en meses de invierno [5].

Fuente: Sitio Web de la Comisin Nacional de Energa Figura N 1.3: Porcentaje (%) de corte de GN respecto de requerimientos normales del ao 2005. (Perodo 2004-2007)

15

1.4.

PROYECCIN DE LA OFERTA DE GAS NATURAL ARGENTINO EN EL SECTOR INDUSTRIAL CHILENO.

Desde el comienzo de la crisis del gas natural argentino las distribuidoras de gas natural no han conectado nuevos clientes industriales ni prevn conectarlos en un futuro cercano. La razn de esto es que conectar a nuevos clientes solo agravara la situacin de escasez de los ya existentes por tener que compartir el mismo volumen de gas entre un numero superior de clientes. En la regin metropolitana tampoco existe la posibilidad de conectar muchos nuevos clientes a las redes existentes por haber sido cubiertos casi completamente los sectores industriales desarrollados anteriormente. Sin haber una extensin de redes de gas natural en los prximos aos la posibilidad de consumirlo se limita a la disponibilidad de gas que se pueda lograr dependiendo de la situacin de consumo interno argentino. Se espera que siempre quede un suministro de gas natural desde Argentina, de tipo eminentemente interrumpible, el que estara disponible durante ciertas pocas del ao en las cuales los consumos internos de Argentina disminuyen en forma importante. La proyeccin de la oferta de gas natural argentino es tan incierta que se prev en un porcentaje de corte a nivel nacional entre un 60% a 90% respecto de lo consumido en el 2004 a nivel industrial. Esto ltimo implicara una gran cantidad de industrias que se veran forzadas a consumir un combustible alternativo, ya no en el marco de combustible de respaldo sino que casi como combustible base. Se estima ms de la mitad del consumo de combustibles, en su equivalente energtico, del sector industrial de la regin metropolitana en el ao 2004 fue de gas natural [4]. Esto implicara que la mayora de las industrias tendr que buscar una alternativa que les permita operar de manera ms econmica en cuanto al uso de combustibles.

16

CAPITULO N 2: RESUMEN Y ANLISIS DE LA NORMATIVA AMBIENTAL APLICABLE A FUENTES INDUSTRIALES EN LA RM.

2.1.

NORMATIVA AMBIENTAL INDUSTRIALES.

APLICABLE

A

EQUIPOS

La regulacin ambiental para las fuentes industriales de la Regin Metropolitana se inici a partir del ao 1990 con la promulgacin de diversos decretos que regulaban exclusivamente el Material Particulado. Entre los que se encuentran los siguientes: El Decreto Supremo N 32/1990 del Ministerio de Salud, que estableci restricciones al funcionamiento de las fuentes estacionarias en perodos de emergencia de contaminacin del aire. El Decreto Supremo N 4/1992 del Ministerio de Salud, que estableci los lmites mximos de emisin para las fuentes estacionarias. Los que fueron complementados con: El Decreto Supremo N 16/1998 del Ministerio Secretara General de la Presidencia, que establece el Plan de Prevencin y Descontaminacin Atmosfrica (PPDA) para la Regin Metropolitana El 29 de Enero del ao 2004 se promulg: El Decreto Supremo N 58/2003 del Ministerio Secretara General de la Presidencia que reformul y actualiz el Plan de Prevencin y Descontaminacin de la Regin Metropolitana (PPDA), el cual incluye restricciones a las emisiones y gases contaminantes. En los diversos decretos se hace referencia a las fuentes fijas puntuales1 y las grupales2, las cuales son reguladas de diferente forma. Tambin se hace distincin de las calderas, las primeras en ser reguladas y los procesos. En los Puntos N 2.2. y N 2.3. se resumen las exigencias actuales de Calderas Puntuales y las Fuentes tipo Proceso (Hornos y similares).Fuente fija puntual es aquella cuyo caudal o flujo volumtrico de emisin es igual o superior a 1.000 metros cbicos por hora, bajo condiciones normales (25 y 1 atm.) y medido a plena C carga.2 1

Fuente fija grupal es aquella cuyo caudal o flujo volumtrico de emisin es inferior a 1.000 metros cbicos por hora, bajo condiciones normales (25 y 1 atm.) y medido a plena carga. C

17

2.2.

NORMATIVA AMBIENTAL APLICABLE A CALDERAS EN LA REGIN METROPOLITANA. 2.2.1. Material Particulado (MP) [6].mg Mximo Instantneo 112 Nm 3 mg En preemergencia 32 Nm 3 mg En emergencia 28 Nm 3

Y adems: a) Las Calderas existentes al 2 de Marzo de 1992 y que hayan declarado sus emisiones hasta el 31 de Diciembre 1997:mg Emisin Diaria 32 Nm 3 x 3 Nm x H hr

hr

da

Nota: se define como el caudal de gases de escape en m3 normales (25C y 1 atm.) por hora. b) Las Calderas instaladas con posterioridad al 2 de Marzo de 1992 o que estando instaladas antes y hayan declarado sus emisiones despus del 31 de Diciembre 1997: Deben 1 un 150% de sus emisiones. compensar

2.2.2. xidos de Nitrgeno (NOX) [6]. Las Calderas Puntuales que formen parte del grupo de mayores emisores de NOX, es decir, que emitan ms de 8 toneladas de NOX al ao. Deben cumplir si son:

a) Calderas Puntuales Existentes el ao 1997.

1

Compensar es un acuerdo entre titulares de fuentes de modo tal, que una de las partes practica una disminucin en sus emisiones de algn contaminante al menos en el monto en que el otro las aumenta.

18

Emisin de NOX 67% emisiones del ao 1997 antes del 1 de Mayo de 2007. Emisin de NOX 50% emisiones del ao 1997 antes del 31 de Diciembre de 2010.

b) Calderas Puntuales Instaladas despus del ao 1997 y registradas hasta el 29 de Enero de 2004. Deben Compensar el 120% de sus emisiones antes del 1 de Mayo de 2007.

c) Calderas Puntuales Instaladas despus del ao 1997 y registradas posterior al 29 de Enero de 2004. Deben Compensar el 150% de sus emisiones antes del 1 de Mayo de 2007.

2.2.3. Monxido de Carbono (CO) [6]. Se aplica a todas las fuentes fijas cuya emisin dependa exclusivamente del combustible utilizado, es decir en la cual los gases de combustin no contengan materias producto del proceso". Se excepta los grupos generadores y turbinas CO 100 ppm a 3% O2 presente en los gases de escape desde el 29 de Enero de 2005.

2.2.4. xidos de Azufre (SOX) [6]. ng SO2 30 desde el 29 de Mayo de 2005. J

2.3.

NORMATIVA AMBIENTAL APLICABLE A FUENTES TIPO PROCESO EN LA REGIN METROPOLITANA. (Hornos y Similares). 2.3.1. Material Particulado (MP) [6]mg Mximo Instantneo 112 Nm 3

19

mg 32 Nm 3 mg En emergencia 28 Nm 3

En preemergencia

Adems todas las fuentes tipo proceso cuya emisin anual sea superior a las 2,5 toneladas de Material Particulado al ao debe cumplir si corresponde a: a) Fuentes tipo Proceso existentes al ao 1997. Debe reducir al 50% sus emisiones antes del 1 de Mayo de 2005.

b) Fuentes tipo Proceso instaladas despus del ao 1997. Deben Compensar1 el 150% de sus emisiones a partir del 1 de Mayo de 2005.

2.3.2. xidos de Nitrgeno (NOX) [6] Las Fuentes tipo Procesos que formen parte del grupo de mayores emisores de NOX, es decir, que emitan ms de 8 toneladas de NOX al ao. Deben cumplir si son: a) Fuentes tipo Procesos Existentes el ao 1997. Emisin de NOX 67% emisiones ao 1997 antes del 1 de Mayo de 2007. Emisin de NOX 50% emisiones ao 1997 antes del 31 de Diciembre de 2010. b) Fuentes tipo Procesos Instaladas despus del ao 1997 y registradas hasta el 29 de Enero de 2004. Deben Compensar3 el 120% de sus emisiones antes del 1 de Mayo de 2007. c) Fuentes tipo Procesos Instaladas despus del ao 1997 y registradas posterior al 29 de Enero de 2004.

Compensar es un acuerdo entre titulares de fuentes de modo tal, que una de las partes practica una disminucin en sus emisiones de algn contaminante al menos en el monto en que el otro las aumenta.

1

20

Deben Compensar el 150% de sus emisiones antes del 1 de Mayo de 2007.

2.3.3. Monxido de Carbono (CO) (Todas las Fuentes tipo Procesos) [6]. Aplicable a todas las fuentes fijas cuya emisin dependa exclusivamente del combustible utilizado, es decir en la cual los gases de combustin no contengan materias producto del proceso". Se excepta los grupos generadores y turbinas para las cuales se dictar una norma especial. CO 100 ppm a 3% O2 presente en los gases de escape desde el 29 de Enero de 2005.

2.3.4. xidos de Azufre (SOX) [6]. Aplicable a todas las fuentes fijas cuya emisin dependa exclusivamente del combustible utilizado, es decir en la cual los gases de combustin no contengan materias producto del proceso". Se excepta los grupos generadores y turbinas para las cuales se dictar una norma especial. ng SO2 30 desde el 29 de Mayo de 2005. J

2.4.

ANLISIS DE LA NORMATIVA AMBIENTAL.

La normativa ambiental incluye dos tipos de restricciones: las aplicables a las emisiones instantneas y a las totales anuales. 2.4.1 Restriccin de Emisiones Instantneas.

En el caso del material particulado las industrias han tendido a cumplir con la exigencia vigente para perodos de emergencia ambiental, es decir emitir menos de 28 mg/Nm3, por el alto costo que tendra paralizar sus calderas y/o procesos durante los perodos de emergencia ambiental. Por otra parte cumpliendo esta emisin de MP se cumplen tambin todas las otras restricciones de MP. Por otra parte con cualquier solucin tecnolgica de abatimiento o de cambio a combustibles limpios (Gas Natural, Gas Licuado, Diesel o Kerosene) se logran emisiones menores que 28 mg/Nm3 y por lo

21

tanto se cumple tambin con la emisin diaria mxima de 32 mg/Nm3 y la de emergencia ambiental si la industria quiere tener la posibilidad de operar tres turnos [6]. En el caso de la restriccin de CO y SO2, estas aplican a todas las calderas y a algunos procesos.

En el cuadro N 2.1 se presenta las emisiones tpicas de Hornos y/o Calderas en condiciones no controladas (sin equipos de abatimiento) para cada combustible utilizado en el proceso. Cuadro 2.1: Emisiones tpicas de Hornos y Calderas en condiciones no controladas.SO2 ng/J (1) MP 3 mg/m3 CO NOX mg/m 3 mg/m (ppm) (ppm)

Combustible Diesel Kerosene P.C N 5 P.C. N 6(1) 1 ng = 10-9 gramos

1,5 8,7 236 340

25 25 70 80

455 (364) 1.970 (1.576) 9 (7) 53 (42)

122 (91) 213 (159) 334 (249) 386 (288)

De acuerdo a lo anterior, las restricciones a considerar, as como los combustibles que pueden utilizarse con o sin equipos de abatimiento, son los que se indican en el cuadro siguiente: N 2.2. Cuadro N 2.2: Metas de concentracin de emisiones a cumplir para cada contaminante y bajo qu condiciones los combustibles pueden cumplirlas.Contaminante Material Particulado (MP) Monxido de Carbono (CO) Dixido de Azufre (SO2) 28 Meta Alcanzable Con (*) Gas Natural, GLP, Kerosene, Diesel o PC-5 y PC-6 con Abatimiento Gas Natural, GLP, Kerosene, Diesel, PC-5 o PC-6 Gas Natural, GLP, Kerosene, Diesel o PC-5 y PC-6 con Abatimiento

mg 3 Nm 100 ppm (1)

30

ng J

(1) Corregida a un 3% de contenido de O2 en los Gases de Escape.

22

2.4.2.

Reduccin o Compensacin de Emisiones Anuales.

a) Reduccin de NOX en calderas y hornos de baja temperatura. La exigencia para las instalaciones existentes al ao 1997 de reducir en un 50% las emisiones de xidos de nitrgeno (NOX) para el ao 2010, es factible de cumplir en calderas y en hornos de bajas temperaturas, (usuales en las Industrias de Santiago) si se mantiene a lo menos un 50% de abastecimiento de gas natural y se usan quemadores Low NOX. Como se prev ese suministro de gas natural no es muy probable por lo que debiera pensarse en algn tipo de abatimiento en caso de utilizar PC-5 o PC-6. b) Reduccin de NOX en procesos de alta temperatura. En el caso de procesos de alta temperatura o de nuevas calderas u hornos se requerir abatir o comprar bonos de NOX, sin importar el combustible que se utilice. Debido a que no existen ofertas de venta de bonos de NOx no sera factible su cumplimiento, por lo que es posible que en definitiva no se exija, o a lo menos se posponga la fecha de cumplimiento (2010). c) Reduccin de emisiones anuales de MP en calderas. Estas son fcilmente obtenidas con a lo menos un abastecimiento del 50% de gas natural. Como se prev ese suministro de gas natural no es muy probable por lo que debiera pensarse en algn tipo de abatimiento en caso de utilizar PC-5 o PC-6. d) Reduccin de emisiones de MP en procesos. En la disminucin de emisiones de MP requerida para los procesos se presentan dos casos diversos: Hornos cuyas emisiones de MP son debidas fundamentalmente al combustible utilizado. En estos casos el uso de gas natural, aunque sea en no ms del 50% anual, permitira cumplir esta disminucin. Como se prev ese suministro de gas natural no es muy probable por lo que debiera pensarse en algn tipo de abatimiento en caso de utilizar PC-5 o PC-6. Hornos cuyas emisiones de MP son debidas fundamentalmente a materiales del proceso mismo. En este caso las industrias deben ajustar sus sistemas de abatimiento independientemente del combustible que utilizan.

23

CAPITULO N 3 : DESCRIPCIN DE EQUIPOS E INSTALACIONES ASOCIADAS A LA UTILIZACIN DE PC-5 Y PC-6 Y EL ABATIMIENTO DE GASES PRODUCTO DE LA COMBUSTIN. 3.1. ASPECTOS GENERALES DE UN PROYECTO DE CONVERSIN A PETRLEOS COMBUSTIBLES. Por tratarse de combustibles con mayor concentracin de azufre y mayor formacin de material particulado es que su utilizacin en la regin metropolitana requiere de sistemas de abatimiento que permitan alcanzar las metas ambientales descritas en el captulo 2. A continuacin se describen las adaptaciones de instalaciones y sistemas que permitiran pasar de la operacin con petrleo diesel como combustible alternativo a la utilizacin de petrleos combustibles. Los nuevos sistemas y las adaptaciones requeridas para utilizar PC-5 o PC6 son: Adaptacin de las instalaciones que actualmente operan con diesel para que en un futuro operen con PC-5 o PC-6. Esto significa adaptar o cambiar los quemadores de los equipos, as como tambin modificar los sistemas de alimentacin de combustible. Instalacin de sistemas de abatimiento de emisiones para el material particulado (MP) (filtro de mangas) y el dixido de azufre (SO2) (lavador de gases) los que requieren a su vez de un extractor (ventilador) para compensar las prdidas de carga de estos equipos, todo esto para dar cumplimiento a la normativa ambiental. Conexin de un enfriador de gases para evitar daos a los filtros de mangas, si la temperatura de los gases de escape es superior a los 230 C. En resumen, se considera el Proyecto tipo presentado en la Figura 3.1 para utilizar PC-5 o PC-6 como combustible alternativo.

24

Figura N 3.1: Proyecto tipo para utilizar PC-5 o PC-6 como combustible alternativo. 3.2. ADAPTACIN DE LAS INSTALACIONES La adaptacin de un Horno o una Caldera para operar con PC-5 o PC-6 como combustible alternativo (en reemplazo del diesel o glp) involucra la modificacin o cambio de los quemadores, dependiendo de las capacidades de estos. En la actualidad en la Regin Metropolitana las empresas proveedoras de quemadores, tambin suministran kits que permiten que los quemadores duales Diesel Gas Natural pasen a ser duales PC-5 - Gas Natural( o PC6- GN). Pero dicha adaptacin solo es posible en quemadores modulantes, es decir en quemadores de potencias superiores a las 3.000 Mcal/hora5. Para potencias menores a los 3.000 Mcal/hora es necesario cambiar el quemador. Para cualquiera de los dos casos mencionados, adems resulta necesario adecuar la instalacin utilizada para el diesel o glp, para uso con PC-5 o PC-6. Para esta transformacin se debe considerar: La instalacin de bombas de carguo y trasvasije hasta el estanque diario Instalar calefaccin en el estanque de almacenamiento. Panel de control de la calefaccin de combustible. La instalacin de una nueva bomba auxiliar desde el estanque diario al quemador. Cambiar los flexibles para PC-5 o PC-6. Aislacin adicional de tuberas.

5

Esto equivale aproximadamente a un consumo de 330 m3N/hr de gas natural.

25

3.3.

SISTEMAS DE ABATIMIENTO. A continuacin se presenta un resumen con las principales tecnologas de abatimiento que permiten el cumplimiento de las metas de contaminacin ambiental que se encuentran resumidas en el Cuadro N 2.1 del segundo captulo de esta memoria. Junto con ello se presentan los aspectos de operacin y funcionamiento ms relevantes para su ptimo desempeo.

3.3.1. ABATIMIENTO DE MATERIAL PARTICULADO (MP) Dentro de la tecnologa disponible en la regin metropolitana se tiene los siguientes equipos o sistemas: Ciclones, Multiciclones, Precipitadotes Electrostticos, Lavadores de Gases y Filtros de Mangas.

a)

Colectores Mecnicos. (Ciclones y Multiciclones). En estos aparatos se aprovecha la velocidad de los humos que entrando tangencialmente en un equipo de forma circular se ven forzados a recorrer una trayectoria helicoidal, lo cual produce una fuerza centrfuga sobre las partculas forzndolas a que se muevan hacia el exterior de la corriente gaseosa, donde por rozamiento con la pared del cicln pierden velocidad y as se separan, cayendo en el fondo del mismo. Usualmente stas se reintroducen al fogn de la caldera con el fin de eliminar las partculas no quemadas. En este caso su objetivo bsico es reducir el consumo de combustible y adicionalmente reducir las emisiones. Se utilizan principalmente en calderas que queman combustibles slidos y en procesos mineros y trmicos. La eficiencia de los ciclones flucta entre 30% y 90%, siendo ms eficientes en la remocin de partculas mayores a 10 micrones. Para partculas menores su eficiencia cae considerablemente. Por este motivo en muchos casos se utilizan en serie con otros mecanismos de abatimiento como filtros o precipitadores electrostticos. Los multiciclones son varios ciclones instalados en serie para mejorar su eficiencia. Este vara entre 80 y 95%.

b)

Precipitadores Electrostticos. Son equipos que cargan elctricamente a las partculas presentes en el flujo de gases para colectarlas y luego removerlas. El dispositivo est compuesto de placas verticales paralelas a travs de las cuales pasa el flujo de gases. Ubicados entre las placas se encuentran electrodos que

26

forman campos elctricos de alto voltaje, los que cargan negativamente a las partculas, las que son atradas hacia las placas de coleccin cargadas positivamente. Los precipitadores electrostticos se usan comnmente para remover partculas desde flujos continuos de gases de grandes caudales. La ventaja de este mecanismo es que permite operar a altas temperaturas y permite controlar tanto partculas slidas como lquidas. Los procesos con variaciones considerables en los flujos o en las propiedades de los gases no hacen conveniente su uso, ya que la eficiencia de coleccin de stos depende fuertemente de pequeos cambios en estos factores. Sirven para captar partculas de menor tamao que los ciclones y filtros de mangas. Usualmente tienen eficiencias entre el 95% y el 99%.

c)

Lavadores de Gases. Estos equipos se basan en la decantacin producida por el impacto entre gotas de agua y las partculas presentes en el gas. Este proceso simula lo ocurrido en la naturaleza cuando las gotas de la lluvia producen la precipitacin de polvo en suspensin en la atmsfera. Las eficiencias son moderadas (30-90%) dependiendo fuertemente de la relacin entre los caudales de lquido colector y del gas, y de los tamaos de las partculas. A continuacin se describen dos tipos de lavadores de gas de Contraflujo y de Venturi.

Lavadores de Contraflujo.

En estos equipos el gas sucio se introduce en forma ascendente y en contraflujo con gotas de agua.

Lavadores Venturi.

El humo que contiene partculas es llevado a alta velocidad pasando a travs de una boquilla de rea restringida (Venturi). Las gotas de lquido recolector son inyectadas justo antes de la restriccin de rea. Las partculas chocan a alta velocidad a las gotas de lquido recolector que se mueven a menor velocidad sacndolas del flujo de gas. Las gotas de coleccin que contienen a las pequeas partculas impactadas son removidas de la corriente

27

de gas por un cicln o algn otro mtodo convencional de remocin de partculas d) Filtros de Mangas. Son conjuntos de tubos de material textil a travs de los cuales pasan los humos. Los gases escapan a travs de la tela, quedando atrapadas las partculas. Pueden alcanzar altas eficiencias, hasta 99,9% y permiten capturar partculas pequeas (0,1 ). Su principal ventaja es que su eficiencia no vara al cambiar el volumen de gases que pasan a travs de ellos. Los filtros se fabrican de fibra de vidrio o materiales sintticos para resistir la temperatura de los gases de combustin los que no deben superar los 230C. Alternativamente, se puede utilizar filtros de tela convencionales previo enfriamiento de los gases antes de la filtracin. La temperatura tampoco puede ser tan baja puesto que podra condensar el agua, y se formaran barros que obstruiran el filtro. Usualmente cuentan con mecanismos vibratorios de limpieza automtica del filtro. Una manera de categorizar los Filtros de Manga es segn el mtodo de limpieza que es utilizado para remover el material adherido a las Mangas. A continuacin se presentan los tipos ms comunes: Limpieza por Agitacin (Mecnica). Limpieza con Aire a la Inversa. Limpieza por Chorro Pulsante. Limpieza Snica.

En el Cuadro N 3.1 se muestran las condiciones tpicas de operacin y efectividad de las metodologas sealadas [7].

28

Cuadro N 3.1. Condiciones Tpicas de Operacin y Eficiencia de Abatimiento de Material ParticuladoEFECTIVIDAD % FLUJO DE AIRE m3/s 99 99,9% (1) 95 99% (2) 70 99% 30 90% (3) RANGO USUAL DE TEMPERATURA C < 230 PRDIDA PRESIN PULGADAS CARGA MP g/m s COLUMNA DE AGUA2

EQUIPO

Filtro de Mangas Precipitador Electrosttico Lavador de Gases (Venturi Scrubbers) Cicln

0,1 50

1 23

25

50 500

> 700

2 100

0,5

0,2 478

4 400

1 115

S/I 26 (4)

0,5 12

< 540

2,3 230

(1) (2) (3) (4)

Su eficiencia es independiente del cuadal Su eficiencia es fuertemente dependiente de variaciones en el caudal y propiedades de los humos Las mayores eficiencias se alcanzan cuando se remueve partculas de tamao mayor a 15 micrones. Equipos de alta eficiencia tienen cadas de presin muy superiores.

29

Los filtros de mangas son considerados los equipos ptimos de abatimiento de material particulado para flujos de gases de escape tpicos de rango medio, como lo son los de las calderas y hornos utilizados en las industrias de la Regin Metropolitana y para el tamao de partculas producidas en la combustin de combustibles lquidos. Seguido de ellos, en cuanto a eficiencia, se encuentran los Precipitadores Electrostticos pero no son los ms utilizados debido a su alta inversin inicial y su fuerte dependencia del caudal de gases y las propiedades de estos.

3.3.2. ABATIMIENTO DEL DIOXIDO DE AZUFRE (SO2) La forma ms comn para abatir el dixido de azufre son los llamados Lavadores de Gases Hmedos (Wet Scrubbers). Otras formas de disminuir el SO2 es el trabajar con Lechos Fluidizados o bien utilizar combustibles de bajo contenido de azufre. Como se ha planteado en los objetivos de este documento estas dos ltimas alternativas seran descartadas puesto que no corresponden a la utilizacin de petrleos combustibles en la industria de la regin metropolitana. Los Wet Scrubbers son similares a los lavadores de gases utilizados para capturar partculas, pero en vez de agua utilizan un solvente (solucin alcalina, usualmente agua con cal). Los equipos de absorcin se pueden clasificar en: Torres empacadas Columnas de platos (bandejas) Torres de limpieza por Venturi Cmaras de aspersin

Las eficiencias de remocin de los absorbentes de gas varan para cada sistema solvente/contaminante y con el tipo de absorbente utilizado. La mayora de los absorbentes tienen eficiencias mayores al 90% y los absorbentes de torres empacadas alcanzan eficiencias tan altas como 99.9% Las torres empacadas son los equipos de absorcin ms comnmente utilizados para el control de la contaminacin. Las torres empacadas son columnas llenas de materiales de empaque que proporcionan un rea de superficie grande para facilitar el contacto entre el lquido y el gas. Las torres absorbentes empacadas pueden alcanzar eficiencias de remocin ms altas, manejar razones de lquido ms altas y tener requerimientos de consumo de agua relativamente ms bajos que otros tipos de absorbedores de gas. Sin embargo, las torres empacadas pueden tambin tener cadas de presin altas en el sistema, potencial de obstruccin y

30

ensuciamiento alto y costos de mantenimiento extensos debido a la presencia del material de empaque. La Figura N 3.2 muestra un esquema de un equipo de absorcin tipo torre empacada (lavador de gases hmedo) [7].

Fuente: Manual de Costos de Control de Contaminacin del Aire de la EPA (6ta edicin) EPA/452/B-02-002 Figura N 3.2: Esquema de torre empacada (lavador de gases hmedo) Como se observa en el esquema el ingreso de una solucin acuosa que contiene el reactivo es en la parte superior por medio de un distribuidor que posee un numero adecuado de inyectores y el aire pasa a contra flujo llevndose a cabo las reacciones qumicas en la superficie del empaque.

31

La reaccin qumica es de carcter exotrmica y puede provocar un desgaste prematuro y daos en la carcaza por diferencias de temperatura a lo largo del equipo. La temperatura de operacin de estos equipos no debes ser excesivamente alta puesto que a medida que aumenta la temperatura de operacin disminuye la absorcin del SO2 por el reactivo y viceversa. La prdida de carga producida por el arrastre de los elementos que conforman el empaque oscila entre 0,5 y 1,0 Pulgadas C.A por cada pie de longitud del empaque. Considerando que las dimensiones estndares de estos equipos tienen una longitud de los empaques cercanas a los 2 metros de largo (7 pies) la prdida de presin en estos equipos vara entre 4 y 7 Pulgadas C.A. El consumo de la solucin acuosa que contiene el reactivo (Na2CO3) de estos equipos es cercano a los 2 kg de solucin por cada 1.000 m3 de gases tratados cuando el SO2 es producto solo del azufre contenido en los petrleos combustibles. La evaporacin de la solucin es mnima y cuando no existe recirculacin de la solucin la cantidad de lodos residuales es similar a la cantidad requerida de solucin.

3.3.3. ABATIMIENTO DE NOX. A pesar que no existe un lmite de emisin del NOx s existe una meta de reduccin o compensacin de emisiones para Fuentes Puntuales Mayores Emisiores (Equipos cuyo consumo mximo de gn es superior a los 330 m3N/h y emiten ms de 8 ton/ao). Dado que se prev un bajo suministro de Gas Natural Argentino lo ms probable es que de ser exigible dichas metas aquellas industrias consideradas en este grupo debern considerar abatimiento de NOx. Las distintas maneras de abatir el NOx estn muy ligadas a la formacin de este contaminante, es por esto que se har una breve descripcin de cmo se forman los NOx previa a abordar el tema de la reduccin de emisiones de NOx.

3.3.3.1.

FORMACIN DEL NOX.

Los xidos de Nitrgeno (NOx) son generados en la combustin durante el tiempo en que el nitrgeno y el oxgeno estn presentes en una zona de alta Temperatura. En la prctica se ha observado que, en la mayora de los procesos, los NOx estn conformados en un 95% de su masa por NO (96,7% v). Existen 3 mecanismos de formacin de NOx en la combustin:

32

a) NOX Trmico. Se produce por la reaccin del nitrgeno y el oxgeno del aire de combustin en la zona de la llama debido a la alta temperatura de sta. La reaccin crece exponencialmente con la temperatura y es proporcional a la raz cuadrada de las concentraciones de O2 y de N2, tal como se presenta en la figura N 3.3:

750

1250

1750 C

Figura N 3.3.: Emisiones de NOx en equilibrio en funcin de la Temperatura, y para dos excesos de aire en la combustin. North American Combustion Handbook, Volume II, 1997.

b) Fuel NOX. Se produce al oxidarse el nitrgeno elemental (N) contenido en el propio combustible. La concentracin de NOx aumenta en proporcin al porcentaje de nitrgeno elemental del combustible. Un caso especial lo constituye el nitrgeno cuando ste se encuentra como molcula (N2), aqu no hay formacin de NOx debido a que el nitrgeno se comporta como inerte. En el cuadro N 3.2 se presenta un resumen con el contenido de Nitrgeno en los combustibles que se comercializan en la RM.

33

Cuadro N 3.2. :

Contenido de Nitrgeno en combustibles fsiles comercializados en la RM. (porcentajes en base masa).

Combustible Gas Natural Diesel A1 PC-5 PC-6

Nitrgeno 0,88% (*) 0,0012% 0,285% 0,360%

(*) El Nitrgeno contenido en el Gas Natura se encuentra en forma de N2. Fuente: Elaboracin Propia a partir de publicaciones de COPEC para industriales para el segundo semestre 2006 [8].

c)

Prompt NOX (NOX INMEDIATO).

El NOx inmediato se forma de la oxidacin de radicales de hidrocarburos cerca de la flama de la combustin. La cantidad de produccin de xidos de nitrgeno es muy inferior a los dos mtodos de formacin recin expuestos. En resumen, la formacin de xidos de Nitrgeno depende de los siguientes factores: Contenido del nitrgeno del combustible. Concentracin de oxgeno en la llama. Temperatura de la llama. Tiempo de residencia de los gases de combustin en la zona de alta temperatura.

3.3.3.2.

Mtodos para Controlar las Emisiones de NOx.

Para controlar la formacin o generacin de xidos de Nitrgeno (NOx) existen bsicamente los siguientes mtodos genricos, estos son: Disminucin de Input de Nitrgeno. (Uso de Combustibles de bajo contenido de nitrgeno o uso de oxgeno en vez de aire). Reducir la temperatura mxima (peak) de llama (con combustin retardada o en etapas, bajo exceso de aire, gas recirculado o vapor).

34

Reducir el tiempo de residencia a altas temperatura de los gases de combustin. Reduccin qumica del NOx (SCR y SNCR). Uso de sorbentes que captan el NOx (Proceso en Desarrollo).

Los tres primeros mtodos enumerados anteriormente estn enfocados en evitar la formacin de NOx, y los dos ltimos se enfocan en reducir los NOx producidos a N2 u otros gases (N2O5) de fcil remocin. A continuacin se describen las cinco metodologas sealadas. a) Bajo exceso de aire: Un bajo exceso de aire en la combustin limita la concentracin de oxgeno en la zona de combustin reduciendo as la formacin de NOx. Esto puede ser usado en todo tipo de combustin y para todo tipo de combustible. La reduccin del exceso de aire tambin se traducen en una reduccin de los requerimientos de energa. Por esta razn, muchos equipos operan con un exceso de aire reducido. La reduccin de emisiones de NOx tpica flucta entre un 20% y un 30%. b) Quemadores Low (Bajo) NOx: Bajo este nombre se incluyen varias tecnologas que permiten obtener una baja formacin de NOX en la llama. Se utiliza para combustibles lquidos y gaseosos, que emplean bajo exceso de aire de combustin, recirculan gases de escape, realizan premezcla de combustible pobre en aire, combustionan por etapas o realizan una combinacin de estas tcnicas. Los quemadores de bajo NOx ms utilizados permiten que el combustible y el aire se mezclen y se quemen en forma controlada, en etapas. La primera etapa de la combustin se produce en una zona que se tiene una mezcla rica en combustible (Primera etapa de combustin con baja presencia de O2). En la segunda etapa se agrega aire secundario, obtenindose una mezcla pobre en combustible (segunda etapa de combustin a baja temperatura). En ambos casos se disminuye la temperatura de la combustin y por lo tanto la formacin de NOx. Este mtodo de reduccin de los NOx representa el mejor mtodo del punto de vista del costo-efectividad, ya sea para calderas de plantas nuevas como de plantas antiguas adaptadas.

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Puede alcanzar reducciones entre un 50% y un 70% en Calderas (lo que en muchos casos sera la mejor solucin para cumplir la meta de reduccin para las fuentes tipo proceso o calderas puntuales que hayan declarado sus emisiones antes del ao 1997). Para alcanzar reducciones cercanas al 70% se requieren quemadores de ltima generacin de Low NOX (Extra Low NOx) de premezcla pobre con recirculacin de gases de escape que reducen la concentracin de NOX bajo los 10 ppmv (corregido al 3 % de O2). Para combustibles de bajo contenido de nitrgeno se obtiene concentraciones de NOX bajo los 30 ppmv (corregido al 3 % de O2). c) Recirculacin de gases de combustin (Flue Gas Recirculation): Este proceso considera extraer una fraccin de los gases de combustin desde la salida del economizador y lo retornan hacia el aire primario, produciendo una disminucin de la concentracin de oxgeno en la zona de combustin, y asimismo una cada de la temperatura de combustin. Este mtodo es efectivo para combustibles gaseosos y petrleos de bajo contenido de nitrgeno, logrndose reducciones que varan entre un 60% y un 70 % de las emisiones de NOx. Sistemas de Reduccin Cataltica Selectiva (SCR): El d) control de los xidos de nitrgeno sigue siendo una dificultad tcnica considerable al existir simultneamente NOx con un exceso de oxgeno. No habindose hallado hasta la fecha una solucin ideal a este problema, la solucin ms prometedora y confiable en la actualidad es la reduccin cataltica selectiva (SCR). Consiste en introducir un agente reductor - amonaco (NH3) o urea- a la corriente de gases de escape (Figura N 3.4). La urea en condiciones de operacin produce a su vez NH3. El NH3 al pasar a travs de un lecho cataltico reduce selectivamente los NOX, sin reaccionar con otras substancias tales como el oxgeno. Las reacciones qumicas que ocurren en el lecho cataltico son las mostradas a continuacin [7].

36

4NO + 4NH 3 + O 2 4N 2 + 6H 2 O 2NO 2 + 4NH 3 + O 2 3N 2 + 6H 2 O

Fuente: Manufacturers of Emissions Control Association. Figura N 3.4: Reduccin Cataltica Selectiva (SCR). La reduccin de emisiones de xidos de nitrgeno que se obtiene con la utilizacin de esta tecnologa, puede alcanzar valores por sobre un 90%. Ventajas del Sistema SCR: Mayor reduccin que otros mtodos como los Sistemas SNCR y los quemadores Low NOx Aplicable con bajas concentraciones de NOx Opera un rango de temperaturas relativamente amplio. No requiere modificar el sistema de combustin

Desventajas del Sistema SCR: Costos de capital significativamente mayores que los Sistemas SNCR y los quemadores Low NOx. Requieren de sistemas complejos y costos para la dosificacin del reactivo que vara segn el flujo y concentracin del NOx.

e) Sistema de Reduccin No Cataltica Selectiva (SNCR).Consiste en proporcionar un agente reductor (reactivo) a la corriente de gases de escape, tal como amoniaco (NH3) o urea despus de la combustin. El reactivo podra reaccionar con algunos otros componentes de los gases de combustin, pero, la reaccin qumica de reduccin de NOx se ve favorecida por sobre las otras al existir un determinado rango de temperatura y por la presencia de oxgeno en los gases de combustin. Por esto se considera un proceso selectivo. Es un proceso similar al Sistema SCR, pero sin utilizar un catalizador. Esto obliga a que los gases de combustin estn a muy alta temperatura.

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Las reacciones qumicas de reduccin que se pueden producir cuando se inyecta el reactivo son [7]: Cuando el reactivo es amoniaco: 4NO + 4NH 3 + O 2 4N 2 + 6H 2 O Cuando el reactivo es urea:

4NO + 2CO(NH 2 ) 2 + O 2 4N 2 + 4H 2 O + 2CO 2La reduccin de emisiones de xidos de nitrgeno que se obtiene con la utilizacin de esta tecnologa, vara entre un 40% y un 80%. El sistema necesita de altas temperaturas para poder llevar a cabo la reaccin de reduccin del NOx, el rango ptimo de temperatura que fomenta la reaccin vara entre los 900C y los 1100C. A mayores temperaturas el reactivo se oxida y produce an ms NOx que el existente originalmente y si las temperaturas son menores el amoniaco no reacciona con los NOx y se produce NH3 slip. Las eficiencias tericas mencionadas anteriormente, no son alcanzadas debido a la baja cintica de las reacciones qumicas que se llevan a cabo (mostradas anteriormente) y a la limitacin de la cantidad de reactivo adicionado a la corriente de gases de combustin, con tal que no se produzca NH3 slip. El Sistema SNCR puede lograr en la practica reducciones que varan entre el 30% y el 50% en las concentraciones de NOx, pero condicionado a que las concentraciones de NOx en los gases de combustin sean relativamente altas, de 200 a 400 ppmv (3% de O2). Todo esto depende del diseo del sistema mismo. En el cuadro N 3.3 se indican las caractersticas tpicas de los Sistemas SCR y SNCR [7].

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Cuadro N 3.3: Condiciones Tpicas de Operacin y Eficiencia de los Sistemas de Post Combustin para Abatir NOx.Temperatura C 250 - 430 870 - 1.150 Carga NOx ppmv > 20 (1) 200 400 (2)

Equipo Reduccin Cataltica Selectiva (SCR) Reduccin Selectiva No Cataltica (SNCR)(1) (2)

Captacin 70% - 90% 30% - 50%

Eficiencia aumenta con concentracin de NOx. Bajo 20 ppm baja de 70% y los costos aumentan. Este mtodo slo es recomendable para altos niveles de NOx en los gases de combustin.

3.4.

ENFRIADORES DE GASES.

Los Enfriadores de Gases no son considerados equipos de abatimiento propiamente tales, aunque s son necesarios cuando la temperatura de los gases de escape supera los 230 C y se utilizan filtros de mangas como sistema de abatimiento de material particulado. En la mayora de las instalaciones este es un requerimiento por la preferencia a utilizar filtros de mangas. Los enfriadores de gases ms comnmente usados enfran los gases de escape utilizando aire ambiente. Los distintos tipos de enfriadores de gases que se pueden encontrar en el mercado van a ser opciones tcnicamente viables dependiendo de las siguientes especificaciones: Cantidad de polvo en los Gases de escape Temperatura deseada Volumen de gases calientes Cada de presin en el enfriador.

En funcin de lo anterior, se podrn establecer distintas soluciones tcnicas que pasarn por la adopcin de una disposicin: Vertical/Horizontal. Modular (un nico ventilador o varios). Un paso o varios.

39

CAPITULO N 4: COSTO DE COMBUSTIBLES EN LA REGIN METROPOLITANA.

El mercado de combustibles chileno es mayoritariamente abastecido desde el exterior. Por esta razn es que el mercado interno se encuentra muy influenciado por los vaivenes de las economas internacionales que determinan en gran parte el precio y los volmenes de energticos que llegan a nuestro pas. En los ltimos aos se ha visto un incremento en los niveles de precios de combustibles y junto con la escasez de Gas Natural los precios de los energticos han pasado a constituir un componente fundamental en la estructura de costos de las industrias chilenas, en particular las de la Regin Metropolitana.

En la Figura N 4.1 se presenta la evolucin histrica de precios de los combustibles a industriales de la RM del PC-6, Diesel y Gas Licuado, en unidades comparables energticamente US$/MMBtu. Adicionalmente se incluye en el cuadro la evolucin del precio del crudo brent (US$/baril) [9] [10].22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Jul-97 Jul-98 Jul-99 Jul-00 Jul-01 Jul-02 Jul-03 Jul-04 Jul-05 Jul-06 Jan-97 Jan-98 Jan-99 Jan-00 Jan-01 Jan-02 Jan-03 Jan-04 Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jul-07 Jan-08220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0

US$/MMBtu

Gas Licuado

Diesel

PC-6

Crudo Brent

Fuente: Confeccin propia a partir de precios CIF y mrgenes de distribucin de conocimiento de Gamma Ingenieros.

Figura N 4.1: Evolucin de Precios de Combustibles a Industriales en la RM y del precio barril.

US$/barril

40

En el cuadro a continuacin se presenta un resumen con los precios estimados para consumidores industriales de los combustibles en la regin metropolitana. Cuadro N 4.1: Precios de combustibles para consumidores industriales de la regin metropolitana. (segundo semestre 2007)

Combustible Gas Natural Gas Licuado Diesel P.C. 5 P.C. 6

Precio US$/MMBtu US$/Gcal (1) 12,526 49,68 19,70 78,12 18,06 71,62 13,70 54,31 11,71 46,44

(1) Precio primer semestre 2007. Fuente: Base de datos disponible en CNE e informacin disponible de Gamma Ingenieros S.A.

En el futuro, se espera que la llegada del Gas Natural Licuado no altere esta estructura de precios y que lo hiciera a precios competitivos respecto de los petrleos combustibles.

41

CAPITULO N 5: COSTOS DE INVERSIN PRINCIPALES EQUIPOS DE REGIN METROPOLITANA.

Y OPERACIN ABATIMIENTO EN

DE LA

5.1.

CONSIDERACIONES ECONOMICAS. La evaluacin econmica de los costos involucrados en la operacin de los distintos equipos de abatimiento se hizo en base a cotizaciones a firme de estos, y en caso de no haberlas (SCR y SNCR) se llev a cabo estimaciones bajo las recomendaciones disponibles en el Manual de Costos de Control de Contaminacin del Aire de la EPA publicado en junio del ao 2002 cuya precisin alcanza el 30%. A continuacin se presentan los supuestos que se han tomado en cuenta para la evaluacin econmica de cada equipo. a) Valor del dlar. Se utiliz un valor del dlar respecto a la moneda nacional de 530 US$/pesos chilenos correspondientes al primer semestre del ao 2007. b) Costo de la Mano de Obra. La cantidad de mano de obra que requiere la instalacin, operacin y/o mantencin de un sistema depende de su tamao y complejidad de las labores que oscilan entre 500 y 1.500 horas anuales segn el tamao de la industria. El valor de la mano de obra involucrada en la operacin y mantencin conforme a las ltimas estadsticas publicadas por el INE para la industria manufacturera chilena es de 3.000 pesos chilenos por hora (5,66 US$/hora).

c) Costo de Internacin. Las cotizaciones consideran precios FOB (free on board), es decir que no incluyen el precio de internacin, flete y seguros. Por estos motivos se estiman dichos costos, y costos de instalacin inclusive, por un 30% de la inversin total.

42

d) Costo de la Energa Elctrica. Se consider el valor de la energa para cliente regulado y un rgimen tarifario AT-4.3 que en el caso de la Compaa Chilena de Electricidad (Chilectra) presenta las siguientes tarifas: 45,69 $/kWh (equivalente a 86,21 US$/MWh), un cargo mensual por potencia instalada de 557,37 (equivalente a 1,05 US$/kW-mes) y un cargo mensual por demanda mxima en hora punta de 5.505 $/kWmes (equivalente a 10,39 US$/kWmes) [11].

e) Costo de la disposicin de residuos de la operacin de equipos de abatimiento. La operacin de sistemas de abatimiento genera un nmero importante de residuos no peligrosos que deben ser trasladados a algn recinto o relleno sanitario. El volumen de residuos se encuentra en directa relacin al caudal de gases tratados y la carga de contaminantes presentes en ellos. El valor considerado para la disposicin de residuos en un relleno sanitario es de 30 US$/Ton. f) Anualizacin de la Inversin. El horizonte de evaluacin del proyecto se consider de dos y cuatro aos, a fin de anualizar la inversin e incluir como costo anual indirecto el eventual pago de una cuota por prstamo de capital de inversin. La razn de la eleccin de estos dos escenarios se describe a continuacin. Inversin anualizada en 2 aos con tasa de inters del 7%. Este caso representa la alta exigencia de rentabilidad del proyecto dado que se espera que en el corto plazo llegue el Gas Natural Licuado a precios competitivos. A la llegada del GNL se esperara no incurrir en costos anuales indirectos por el pago de una cuota anual por prstamo de capital de inversin. Inversin anualizada en 4 aos con tasa de inters del 7%. Este caso representa una exigencia moderada en el mediano plazo, ya que la industria local espera resultados positivos en perodos cortos a pesar de que las instalaciones tengan una vida til de ms de 15 aos. Con estos parmetros el factor de recuperacin del capital (F.R.C.) resulta: F.C.R. 2aos, 7% = 0,553 F.C.R. 4aos, 7% = 0,295

43

5.2.

EQUIPOS AUXILIARES Y COSTOS ADICIONALES MANIPULACIN DE PETRLEOS COMBUSTIBLES. 5.2.1. Costos adicionales por manipulacin de petrleos combustibles.

POR

La adaptacin de un Horno o una Caldera para operar con petrleos combustibles como combustible alternativo (en reemplazo del diesel) involucra la modificacin o cambio de los quemadores cuyo costo depende de las capacidades de estos. Para quemadores modulantes cuya capacidad es mayor a 3.000 Mcal/h (12 MMBtu/h) existe en el mercado kits que permiten modificarlos para que funcionen como quemadores duales GN-PC-5 o GN-PC-6. Para potencias menores a 3.000 Mcal/h slo es viable el cambio del quemador existente. En ambos casos (modificacin de quemadores o compra de quemadores nuevos) es necesario adecuar las instalaciones para el uso de petrleos combustibles. Los Costos de adaptacin de instalaciones e inversin para utilizar Petrleos Combustibles deben considerar al menos. Modificacin o cambio de Quemadores. Instalacin de nuevas bombas de carguo y trasvasije hasta el estanque diario. Instalacin de calefaccin en el estanque diario. Instalacin de una nueva bomba auxiliar desde el estanque diario al quemador. Cambio de los flexibles para PC-5 para PC-6. Costos de atrasos de la produccin y su reprogramacin.

Los costos que se tomarn en consideracin para el cambio de combustibles se presentan en el cuadro a continuacin [12]:

44

Cuadro N 5.1: Costos por la adecuacin de quemadores e instalaciones para su funcionamiento con petrleos combustibles. (Equipos cuya capacidad es menor a 12 MMBtu/h)Costo por adecuacin de instalaciones [ US$ ]

PC-5 Quemador Adecuacin Instalaciones Costos de Reprogramacin Inversin Total25.000 18.000 10.000

PC-640.000 25.000 10.000

53.000

75.000

Nota: Para capacidades mayores a 25 MMBtu/h el costo especfico de conversin es de 2.300 US$/(MMBtu/h) sin importar el combustible.

En el cuadro N 5.2 se presentan los costos adicionales por la utilizacin del PC-5 y PC-6 en Hornos y Calderas. Estos fueron tomados de los costos estndares utilizados en los estudios de conversin industrial1.

Calefaccin de los estanques y caeras en el caso del PC-6. Mano de Obra para Mantencin y operacin de instalaciones y bombas. Cuadro N 5.2: Costos operacionales por utilizacin de petrleos combustibles.Costos en US$/MMBtu Combustible Operacin en: PC-5 PC-6 Calderas 0,1423 0,1929 Hornos 0,1299 0,1764

5.2.2. Costos de enfriadores de gases. Los Enfriadores de Gases son necesarios cuando la temperatura de los gases de escape supera los 230 C y se utilizan filtros de mangas como sistema de abatimiento de material particulado (como es nuestro caso). Los enfriadores de gases considerados utilizan aire ambiente para enfriar los gases de escape y sus Costos de Inversin dependen de la diferencia de Temperatura que se quiera reducir y del flujo de gases de escape a enfriar.

1

Estudios llevados a cabo por Gamma Ingenieros S.A. para conversin de industrias.

45

A partir de cotizaciones disponibles, en la Ecuacin 5.1 se presenta la relacin que estima el Costo de Inversin de un Enfriador de Gases en Miles de US$. IENF. = 19 x (T-230) x Q Donde, I ENF. T Q : Inversin en Enfriadores de Gases : Temperatura de los gases a enfriar. : Flujo real de gases calientes a 200C. [Miles de US$] [C] [Miles de m3/h] Ec. 5.1

Los costos de operacin de un enfriador de gases son mnimos y despreciables frente a los costos de operacin de los otros equipos, por lo cual no se considerarn en el modelo general de costos.

46

5.3.

FILTROS DE MANGAS.

5.3.1. Costos de Inversin. Se realizaron cotizaciones a firme con los principales fabricantes de filtros de mangas para diferentes caudales y carga de MP-10 en las que se especifica flujos de gases, composicin de gases, temperatura y presin de trabajo. Las cotizaciones fueron hechas en base a precios FOB-Factory, es decir, precios fuera de fbrica por lo cual es necesario aadir el valor del flete, el seguro y la instalacin del equipo. Segn literatura especializada1 y los mismos fabricantes de estos equipos la variable ms influyente en el valor de los filtros de manga es el caudal real2 de gases que deben tratar. Del mismo modo se debe considerar la temperatura a la que estos gases se encuentran debido a que mientras mayor sea la temperatura el volumen de gases se incrementa de manera proporcional, y adicionalmente se debe considerar materiales de los filtros resistentes a dichas temperaturas. En la figura N 5.1. se presenta el grfico con las inversiones asociadas a la adquisicin del filtro de mangas, el costo del flete, el seguro y la instalacin del equipo. La temperatura de referencia de los gases fue de 200C [13]. La ecuacin que aproxima la inversin asociada a este equipo se presenta a continuacin.

I F.M. = 60,18 + 7,34 x Q Donde, I F.M. Q

Ec. 5.2

: Inversin en Filtros de Manga [Miles de US$] : Flujo real de gases calientes [Miles de m3/h]

En el Anexo N 1 se presenta el resumen de cotizaciones de filtros de manga en los que se encuentran equipos entre los 6.500 m3/h y los 45.000 m3/h.

1 2

EPA Air Pollution Control Manual. Considrese la correccin de volumen por temperatura pertinente para transformar m3N/h a m3 reales/h

47

450 400 350

Inversin en Filtros de Mangas

Costo ( Miles de US$ )

300 250 200 150 100 50 0 0 5 10 15 20 25 303

Miles US$ = 7,34 x [Miles m3/h] + 60,18

35

40

45

50

Gases de Escape ( Miles m /h )

Nota: El flujo de gases calientes de escape corresponde al flujo de gases evaluados a una temperatura de 200C. Si posee el valor en m3N multiplquelo por 1,642 para obtener los m3/h a 200C.

Figura N 5.1: Costos de Inversin de la implementacin de Filtros de Mangas en funcin del Flujo Actual de Gases de Escape.

5.3.2. Costos de Operacin. En este punto se han considerado como gastos de operacin a los siguientes tems: Reposicin de Filtros (vida til 3 aos). Mano de Obra para reposicin de filtros. Mano de Obra para mantencin de filtros. Disposicin de Residuos. Consumo de Energa Elctrica por Ventilador.

En la figura a continuacin se presenta de manera grfica el resultado de haber calculado los costos de mano de obra, mantencin, reposicin de filtros, disposicin de residuos y consumo de energa elctrica para un nmero de equipos prudente el que ha permitido trazar una clara lnea de tendencia que muestra una dependencia lineal con el caudal de gases tratados.

48

La ecuacin que aproxima los costos por el desgaste y la mantencin de las mangas se presenta a continuacin. CO F.M Desg. = 7,0 + 0,47 x T x Q Donde, CO F.M, Desg T Q : Costo por Desgaste y Mantencin de Mangas [Miles de US$/ao] : Nmero de turnos que trabaja la industria (1, 2 o 3). : Flujo real de gases calientes [Miles de m3/h] Ec. 5.3

La ecuacin que aproxima los costos por consumo de energa elctrica por la cada de presin adicional que debe ser restituida por el ventilador es la siguiente. CO F.M.,Eli = 0,1 x Q + 0,22 x T x Q Donde, CO F.M., Eli T Q : Costo por disposicin de residuos slidos [Miles de US$/ao] : Nmero de turnos que trabaja la industria (1, 2 o 3). : Flujo real de gases calientes [Miles de m3/h] Ec. 5.4

As, el costo total anual por la operacin de Filtros de Mangas est dado por: CO F.M., = 7,0 + (0,1 + 0,69 x T) x Q Donde, CO F.M., T Q : Costo anual de operacin de Filtro de Mangas [Miles de US$/ao] : Nmero de turnos que trabaja la industria (1, 2 o 3). : Flujo real de gases calientes [Miles de m3/h] Ec. 5.5

49

150

Costos de Operacin Totales Costo por Desgaste de Mangas Costo por Electricidad (Ventilador)

Costos de operacin (Miles de US$/ao)

135 120 105 90 75 60 45 30 15 0 0

Miles US$/ao = (0,1+0,69 x T) x [Miles m3/h] + 7,0

5

10

15

20

25

30

353

40

45

50

Flujo de Gases de Escape (Miles de m /h)

Nota: El flujo de gases calientes de escape corresponde al flujo de gases evaluados a una temperatura de 200C. Si posee el valor en m3N multiplquelo por 1,642 para obtener los m3/h a 200C.

Figura N 5.2: Costos de Operacin de Filtros de Mangas en funcin del Flujo Actual de Gases de Escape (3 turnos).

El detalle de los clculos efectuados se puede encontrar en el Anexo N 1. Se observa que el 71 % de los costos de operacin corresponden a repuestos (filtros), un 28,5 % al consumo elctrico del ventilador y slo un 0,5 % por disposicin de residuos.

5.4.

LAVADORES DE GASES HMEDOS. 5.4.1. Costos de Inversin Se realizaron cotizaciones a firme con los principales fabricantes de lavadores de gases hmedos para diferentes caudales en las que se especifica flujos de gases, composicin de gases, temperatura y presin de trabajo. Las cotizaciones fueron hechas en base a precios FOB-Factory, es decir, precios fuera de fbrica por lo cual es necesario aadir el valor del flete, el seguro y la instalacin del equipo.

50

Segn literatura especializada1 y los mismos fabricantes de estos equipos la variable ms influyente en el valor de los lavadores de gases hmedos es el caudal real2 de gases que deben tratar. Del mismo modo se debe considerar la temperatura a la que estos gases se encuentran debido a que mientras mayor sea la temperatura el volumen de gases se incrementa de manera proporcional, y adicionalmente se debe considerar materiales de los empaques resistentes a dichas temperaturas. En la figura N 5.4. se presenta el grfico con las inversiones asociadas a la adquisicin del lavador de gases hmedo para la remocin del SO2, el costo del flete, el seguro y la instalacin del equipo. La temperatura de referencia de los gases fue de 200C [14]. La ecuacin que aproxima la inversin asociada a este equipo se presenta a continuacin. I L.G.H. = 138,0 + 4,23 x Q Donde, I L.G.H. : Inversin en Lavador de Gases Hmedo [Miles de US$] Q : Flujo real de gases calientes [Miles de m3/h] En el Anexo N 2 se presenta el resumen de cotizaciones de Lavadores de Gases Hmedo en los que se encuentran equipos entre los 6.500 m3/h y los 45.000 m3/h. Ec. 5.6

1 2

EPA Air Pollution Control Manual. Considrese la correccin de volumen por temperatura pertinente para transformar m3N/h a m3 reales/h

51

450

Inversin (Miles de US$/ao)

400 350 300 250 200 150 100 50 0 0

Inversin en Lavadores de Gases Hmedos

Miles US$ = 4,23 x [Miles m3/h] + 138,0

5

10

15

20

25

30

353

40

45

50

Flujo de Gases de Escape (Miles de m /h)Nota: El flujo de gases calientes de escape corresponde al flujo de gases evaluados a una temperatura de 200C. Si posee el valor en m3N multiplquelo por 1,642 para obtener los m3/h a 200C.

Figura N 5.3: Inversin de Lavadores de Gases Hmedos en funcin del Flujo Actual de Gases de Escape.

5.4.2. Costos de Operacin En este punto se han considerado como gastos de operacin a los siguientes tems: Consumo de carbonato de sodio (Na2CO3) como solvente. Mano de obra para operacin de lavador de gases. Mano de obra para mantencin de lavador de gases. Consu