Capítulo 5: Química y control de emisiones junto a la chimenea de la caldera

Introducción a la química y el control de emisiones en la chimenea de la caldera

La generación de energía alimentada con carbón para la producción de vapor industrial enfrenta desafíos únicos para navegar por la supervisión regulatoria con respecto al impacto ambiental. La combustión del carbón genera contaminantes atmosféricos, como partículas finas, dióxido de azufre (SO₂) y óxidos de nitrógeno (NOx), que son costosos de eliminar de las emisiones de gases de combustión. Además, la combustión del carbón emite más dióxido de carbono que cualquier otra fuente de combustible. También genera cantidades sustanciales de cenizas de fondo y cenizas volantes, que a menudo se mezclan con agua y posteriormente se depositan en uno o más estanques de retención distribuidos por todo el país. El lixiviado de estanques de cenizas, que contienen metales pesados y metaloides, ha provocado la contaminación de suministros de agua superficiales y subterráneos. En consecuencia, se están realizando esfuerzos en muchos sitios para drenar y desmantelar estanques de cenizas.

Muchas plantas de energía alimentadas con carbón permanecen en funcionamiento, particularmente en Asia. Los defensores de la captura y el secuestro de carbono (CCS) sostienen que el carbón sigue siendo un combustible viable para calderas, principalmente debido a la capacidad de CCS de eliminar y almacenar CO₂ bajo tierra, lo que minimiza la liberación de dióxido de carbono. En consecuencia, este capítulo examina los aspectos clave de la química del lado de la chimenea de la caldera y los procesos que liberan impurezas durante la combustión del carbón. Además, este capítulo explora los posibles métodos de control para minimizar la descarga de contaminantes del principal reemplazo fósil del carbón, el gas natural.

Descargar capítulo como PDF

Carbón

El carbón es materia vegetal comprimida que se transforma en un material con alto contenido de carbono durante millones de años. La edad, el tipo de vegetación y la ubicación de la formación del depósito son factores significativos en la calidad de un depósito de carbón.⁴

La vegetación que muere en suelo sólido se descompone a través de procesos atmosféricos en dióxido de carbono y agua. Sin embargo, cuando la vegetación muere en un pantano, se produce un proceso muy diferente. Primero, los microorganismos consumen hidrógeno y oxígeno, lo que aumenta el contenido de carbono. Este mecanismo, conocido como la fase bioquímica de la coalificación, es autolimitante, ya que la acción bacteriana genera compuestos orgánicos que eventualmente se vuelven letales para los propios organismos. Con el tiempo, la materia parcialmente descompuesta se superpone con otro material, incluyendo más vegetación y tierra. Este proceso produce dos efectos principales: Coloca el material bajo presión creciente y mueve los depósitos más profundos bajo tierra donde las temperaturas son más cálidas.⁴

La combinación de presión y calor causa una pérdida adicional de oxígeno e hidrógeno en la fase geoquímica de la coalificación. Los resultados se ilustran en la Tabla 1, que muestra la composición química principal de la madera hasta el carbón más maduro, antracita.⁴

Tabla 5-1: Concentraciones generales de carbono, hidrógeno y oxígeno de diversos carbónes y precursores (Fuente: Referencia 2)

Composición por % de peso (base seca y libre de cenizas)
Material	Carbono	Hidrógeno	Oxígeno
Madera	49	7	44
Cacahuate	60	6	34
Lignir	70	5	25
Subbituminoso	75	5	20
Bituminoso	85	5	10
Antracita	94	3	3

Generalmente, el contenido de carbono aumenta a medida que el carbón madura.

Los carbohidratos complejos dentro de la vegetación se construyen a partir de los azúcares y almidones producidos por la planta a través de la fotosíntesis.⁵ Durante el proceso de coalificación, algunos compuestos metamorfosa a moléculas orgánicas de bajo peso no unidas a la estructura principal del carbón. Los compuestos orgánicos más pequeños, conocidos como volátiles, se vaporizan a medida que aumentan las temperaturas. Los compuestos volátiles se expulsan progresivamente durante la coalificación, lo que resulta en carbónes de mayor madurez que exhiben un contenido reducido de materia volátil.⁶

La edad no siempre es el factor principal en la madurez del carbón, ya que la presión y la temperatura a menudo son más importantes. Los carbónes enterrados en profundidad y ubicados en lugares de alta temperatura, como una región de actividad volcánica, maduran a una velocidad más rápida que los carbónes más antiguos sometidos a menos calor y presión.

Tabla 5-2: Clasificación del carbón por rango. Cortesía de la compañía de la arrogancia y Wilcox.

La Tabla 5-3 muestra las principales propiedades de algunos carbónes seleccionados de todo EE. UU.

Tabla 5-3 – Propiedades de 16 carbónes estadounidenses. Cortesía de The.

Esta tabla describe algunas características notables de las distintas formas de carbón. Algunos ejemplos incluyen:

Los primeros tres carbónes enumerados, particularmente los primeros dos, son antracitas con un alto contenido fijo de carbono y una baja materia volátil. Debido a su bajo contenido de materia volátil, la antracita es difícil de encender, lo que resulta en su rara implementación en calderas eléctricas.
Los carbónes bituminosos, específicamente las muestras 4–9, tienen el mayor contenido de calor debido a la combinación de alta concentración de carbono y material volátil significativo. La mayoría de las unidades generadoras de energía a carbón construidas en el siglo XX fueron diseñadas originalmente para quemar carbón bituminoso. Además, los carbónes bituminosos son ideales para la producción de coque de la industria del acero. Desafortunadamente, estos carbónes típicamente tienen el mayor contenido de azufre, lo cual es problemático debido a los efectos negativos del dióxido de azufre (SO₂) cuando se libera a la atmósfera, con la posterior conversión a aerosoles de ácido y sulfato.
Las muestras 14 y 15 son carbón subbituminoso de la PRB. Muchas plantas de energía en los EE. UU. cambiaron de carbón bituminoso a carbón PRB debido al menor contenido de azufre, lo que redujo el tratamiento posterior necesario para eliminar el SO₂. Sin embargo, el cambio de carbón creó problemas adicionales, que se pueden atribuir principalmente al menor contenido de calor del carbón y al cambio en las características de las cenizas. También es importante tener en cuenta el alto contenido de humedad de estos carbónes, específicamente en la muestra n.o 16, un lignito de Dakota del Norte. El secado de estos carbónes para la alimentación de calderas requiere energía, y el alto contenido volátil hace que las pilas de carbón y el carbón almacenado en los búnkeres de alimentación sean propensos a la combustión espontánea, lo que puede ser bastante peligroso y costoso.

Impurezas en el carbón

Aunque la generación de energía a carbón en todo el mundo está disminuyendo, los efectos residuales de la tecnología siguen siendo los mismos. La mayor preocupación es mitigar los impactos de los materiales potencialmente tóxicos almacenados en estanques de cenizas y aguas residuales de desulfurización de gas de combustión húmedo (WFGD). ¿Dónde se originan estas impurezas de carbón?

Si bien ciertas impurezas se acumulan durante la fase de crecimiento de la planta, muchas se originan de fuentes externas, que están fuertemente influenciadas por la ubicación geográfica y las condiciones ambientales durante la formación de carbón. El nitrógeno unido al combustible es el principal contribuyente a la formación de óxidos de nitrógeno (NO_x) durante la combustión. Como el aire (que contiene 78 % de nitrógeno elemental (N₂)), se utiliza para la combustión, el NO_x se forma a través de la reacción de N₂ y O₂ en el horno. Sin embargo, este proceso generalmente produce menos NO_x en comparación con el que se origina a partir del nitrógeno unido al combustible.

La piel exhibe un alto contenido de humedad. Sin embargo, incluso en carbónes maduros, como bituminosos, muchas grietas y hendiduras permiten el paso del agua, la principal fuente de impurezas. Se cree que el sulfuro de hierro (FeS₂), una impureza comúnmente encontrada, se originó en pantanos inundados con agua salobre que contenía sulfatos. La descomposición bacteriana anaeróbica de los sulfatos resultó en la formación de sulfuros, que posteriormente se combinaron con hierro. FeS₂ se encuentra entre las impurezas más problemáticas en muchos carbónes bituminosos. A menudo, el lavado físico se emplea para reducir las concentraciones de pirita antes del transporte de carbón a la planta de energía.

El suelo, al igual que muchos minerales naturales, consiste en silicatos metálicos complejos. Como resultado, casi todos los carbónes contienen cantidades significativas de silicio y aluminio. Si el carbón se encuentra cerca de depósitos de piedra caliza, el calcio y el magnesio también pueden alcanzar proporciones relativamente altas. Algunos de los minerales comunes que se encuentran en el carbón se describen a continuación.

Tabla 5-4 – Minerales comunes en carbón (retirado de la referencia 3)

Compuesto	Fórmula
Kaolinita	Al₂O₃∙2SiO₂∙H₂O
Ilícita	K₂O∙3Al₂O₃∙6SiO₂∙2H₂O
Muscovita	K₂O∙3Al₂O₃∙6SiO2∙2H₂O
Biotita	K₂O∙MgO∙Al₂O3∙3SiO₂∙H₂O
Ortoclasa	K₂O∙Al₂O₃∙6SiO₂
Albite	Na₂O∙Al₂O₃∙6SiO₂
Calcita	CaCO₃
Dolomita	CaCO₃∙MgCO₃
Siderite	FeCO₃
Pirita	FeS2
yeso	CaSO₄∙2H₂O
Hematita	Fe₂O₃
Magnetita	Fe₃O₄
Rutilo	TiO₂
Halita	NaCl
Sylvite	KCl

La producción de cenizas a gran escala agrega complejidad a la combustión del carbón. Los minerales enumerados en la tabla anterior, así como otros, poseen distintos puntos de fusión que se ven afectados cuando estos minerales se combinan. Por lo tanto, a la altura de la construcción de calderas a carbón a mediados del siglo XX, el diseño y el tamaño de las calderas se basaron en el tipo de carbón que se quemaría y las características de la ceniza resultante. Dependiendo de la combinación de minerales, las cenizas pueden presentar química ácida o básica, lo que influye en la contaminación y corrosión del lado de la chimenea.

Los tres tipos de calderas de carbón más comunes para la generación de energía fueron el diseño de ciclón, de pared, de granallado de combustión tangencial (de combustión en T). En las calderas de ciclón, el carbón se muele hasta el tamaño de la piedra y se inyecta en los barriles del ciclón, la ubicación de la combustión primaria. La mayor parte de la ceniza (hasta un 80 % en algunas unidades de ciclón) se golpea en estado fundido desde la parte inferior de la caldera, con el nombre apropiado de ceniza inferior. Esta ceniza debe enfriarse con agua antes de retirarla de la caldera. Las calderas de pared y de combustión en T utilizan carbón molido pulverizado en un polvo fino. La combustión en estas unidades se produce directamente dentro del horno principal. Hasta el 80 % de las cenizas salen como cenizas volantes, y las cenizas inferiores restantes se eliminan como un sólido.

Los requisitos para reducir las emisiones de dióxido de azufre provocaron dificultades imprevistas que plagaron muchas de las unidades de carbón bituminoso en el último siglo. En algunas plantas, se instalaron depuradores húmedos (y ocasionalmente secos) para eliminar el dióxido de azufre (SO2). Sin embargo, en muchas instalaciones, la gerencia de la planta optó por una estrategia alternativa, que pasó de carbón bituminoso con alto contenido de azufre a carbón con bajo contenido de azufre en la cuenca del río Powder (PRB). Como resultado, esto se convirtió en una gran fuente de negocios para los principales ferrocarriles occidentales, que comenzaron a transportar millones de toneladas de carbón a las centrales eléctricas del Medio Oeste y del Este.

Sin embargo, el cambio al carbón PRB en calderas diseñadas para carbón bituminoso tuvo un costo significativo. Además de las distancias de transporte mucho más largas, el problema principal surgió del cambio en las características de las cenizas. Las cenizas de PRB pasan de una fase sólida a una fase completamente fundida en un rango de temperatura estrecho, mientras que el cambio es más gradual para los carbónes bituminosos. Además, aunque el contenido de cenizas del carbón PRB es relativamente bajo, el porcentaje de calcio es más alto. Estos factores, y otros, causaron graves problemas de escoria en muchas unidades de diseño bituminoso, y el empleo de empresas especializadas para eliminar depósitos duros con dinamita no fue raro.

Aceite

Si bien el carbón se deriva de los restos alterados biológica y químicamente de la vida vegetal terrestre, el petróleo se origina a partir de los restos de organismos marinos. En este proceso, las criaturas marinas enterradas con lodo y limo se descomponen bajo temperatura y presión para producir depósitos orgánicos. Sin embargo, en este caso, la composición distintiva de los organismos marinos, a diferencia de la vegetación, resulta en la formación de moléculas orgánicas más pequeñas que se licúan posteriormente. A menudo, el líquido se filtró a través de formaciones rocosas y se recogió en cavidades. Estos bolsillos eran las fuentes de los “gushers” que alguna vez encontraron los buscadores estadounidenses en los Estados Unidos y aún pueden encontrarse en otras áreas del mundo. En otros casos, el aceite quedó atrapado dentro de formaciones sedimentarias y siguió siendo difícil de extraer hasta el desarrollo de tecnología de fracturación hidráulica.

La Tabla 5 describe algunas propiedades básicas de los fuelóleos.

Tabla 5-5: Rangos de especificación del aceite combustible. Cortesía de The Flygt & Wilcox Company Company.

Como es evidente, los aceites se vuelven más densos y más viscosos al moverse del n.o 1 al n.o 6. El fueloil n.o 2 es un combustible común para el encendido y calentamiento de calderas a carbón.

Gas natural

El gas natural se encuentra comúnmente en bolsas independientes o se asocia con campos petroleros o de carbón. Más recientemente, el desarrollo de fracturación hidráulica horizontal, o “fracking”, ha abierto muchos depósitos grandes adicionales de gas natural y petróleo que anteriormente estaban atrapados en los sedimentos de esquisto. El componente principal del gas natural es el metano (CH₄), aunque como ilustra la Tabla 5-6, pueden estar presentes otros hidrocarburos, más notablemente el etano (C₂H₆), que es el siguiente compuesto en la serie de alcanos.

Tabla 5-6: Composición de varios suministros de gas natural. Cortesía de la compañía de la arrogancia y Wilcox.

El gas natural se ha convertido en el principal combustible fósil para la producción de energía, ya que es fácil de manejar, tiene una infraestructura de tuberías implementada, se quema limpiamente y produce menos contaminantes que otros combustibles. De los combustibles fósiles primarios, el gas natural tiene el valor de calentamiento más alto por unidad de peso. Esto, junto con el gran aumento en los suministros producidos por el fracturamiento, ha llevado a la proliferación de unidades de energía de ciclo combinado, algunas de las cuales operan por encima del 60 % de eficiencia neta. Debido a que el gas natural es un combustible limpio tal como se suministra, los productos de combustión (ceniza, escoria) no existen.

La influencia de las propiedades de las cenizas de carbón en el rendimiento de la caldera

Los subproductos de combustión sólida a menudo están acompañados por su propio conjunto de dificultades. Por ejemplo, los diseños de hornos podrían basarse únicamente en consideraciones de transferencia de calor en ausencia de _cenizas3. Los minerales inorgánicos presentes en el combustible no se queman durante el proceso de combustión. En consecuencia, se expulsan de la caldera o se acumulan en las superficies internas de la caldera. En general, las plantas de carbón están diseñadas en torno a las características de las cenizas y los requisitos de eliminación.

En la Tabla 5-7 se describen análisis adicionales de combustible de carbónes de todo Estados Unidos y, para el análisis en esta sección, se ilustra la química de cenizas de estos carbónes.

Tabla 5-7
Propiedades adicionales de los carbónes estadounidenses, incluida la composición de cenizas
Cortesía de The.

Los datos revelan varios detalles interesantes.

En primer lugar, el contenido de cenizas de los dos carbónes subbituminosos occidentales es menor que el de todos los demás carbónes, aunque el menor contenido de cenizas no necesariamente indica menos contaminación.

En segundo lugar, todos los carbónes contienen cantidades significativas de sílice y aluminio, que provienen de los complejos aluminosilicatos que componen gran parte de la corteza terrestre.

Tercero, está el contenido variable de hierro, los metales alcalinos sodio y potasio, y los metales alcalinotérreos calcio y magnesio. Estos influyen significativamente en las temperaturas de derretimiento de cenizas y otras propiedades, que influyen en la escoria y la contaminación.

Cuarto son las concentraciones variables de azufre. Además de la contaminación del aire, los compuestos de azufre desempeñan un papel directo en la corrosión del tubo de la caldera.

Todos los constituyentes de las cenizas se informan como óxidos. Este es el método estándar para informar los análisis de cenizas, pero, como se muestra en la Tabla 5-5, los minerales originales suelen ser más complejos. Un punto inicial a tener en cuenta de la Tabla 5-6 es la definición de ceniza bituminosa y lignita. La ceniza bituminosa tiene una concentración más alta de óxido férrico que los óxidos de calcio y magnesio combinados. La definición de ceniza lignita es inversa; la concentración de óxido férrico es menor que la cantidad combinada de óxidos de calcio y magnesio.

Al examinar la química de las cenizas y su impacto en las calderas, es crucial considerar primero el concepto de comportamiento de fusión de cenizas, comúnmente conocido como fusibilidad. La ASTM ha desarrollado una prueba para determinar las características de fusión de las cenizas. La prueba implica formar una muestra de ceniza en una pequeña pirámide, someterla a calentamiento controlado y medir las características de deformación. Los cuatro parámetros son temperatura de deformación inicial (IT), temperatura de ablandamiento (ST), temperatura hemisférica (HT) y temperatura del fluido (FT).

Figura 5.1 Características de deformación de las cenizas durante el calentamiento.

Estas características se definen de la siguiente manera:

TI: La temperatura a la que la punta de la pirámide de cenizas comienza a mostrar cualquier evidencia de deformación.
ST: La temperatura a la que la muestra se ha fusionado en una forma donde la altura es igual al ancho de la base. El ST en una atmósfera reductora a menudo se denomina “temperatura de fusión”.
HT: La temperatura a la que la muestra se ha fusionado en una forma hemisférica donde la altura es igual a 1/2 de la base.
FT: La temperatura a la que la muestra se ha fusionado en una capa casi plana con una altura máxima de 1/16 de pulgada.

La Tabla 5-7 muestra que las temperaturas de fusibilidad pueden cambiar marcadamente con un cambio de oxidación a atmósferas reductoras. Generalmente, esto se debe a la conversión del hierro a varios estados de oxidación.

Estos datos permiten examinar las características de escoria y ensuciamiento de las cenizas. La escoria es la acumulación de depósitos en las paredes de los hornos sometidos a calor radiante. El ensuciamiento es la deposición de residuos de ceniza en las superficies de calentamiento por convección.

Figura 5.2 Regiones típicas en una caldera para escoria y ensuciamiento. Cortesía de The.

Escorbuto

La formación de escoria está directamente influenciada por las propiedades de fusibilidad de las cenizas. La zona de combustión de la caldera es el área de mayor calor, y las cenizas a menudo se funden en esta región. Cuando se funde por completo, la ceniza fluye fácilmente. Sin embargo, la viscosidad de las cenizas a menudo puede aumentar drásticamente con solo una pequeña caída de temperatura. Las partículas de ceniza dentro del rango de temperatura IT-HT pueden formar partículas altamente adhesivas que se adhieren firmemente a las paredes del tubo. La escoria pesada reduce la transferencia de calor en las paredes de agua, lo que aumenta las temperaturas del gas del sobrecalentador y del recalentador. La escoria puede extenderse a más alcances de la caldera si la transferencia de calor se degrada en el horno.

Cada compuesto mineral de las cenizas influye en la fusibilidad. Las interacciones entre minerales complican aún más el problema.

Relación base/ácido

Los minerales formados durante la combustión del carbón pueden categorizarse como básicos o ácidos. Si estos minerales se colocaran individualmente en agua, producirían soluciones que sean básicas o ácidas en diversos grados. Los minerales básicos son óxidos de hierro, calcio, magnesio, sodio y potasio. Los minerales ácidos son sílice, alúmina y dióxido de titanio. La proporción de minerales básicos a ácidos en las cenizas influye significativamente en las temperaturas de fusión.

Relación sílice/alúmina

La relación de sílice a alúmina también influye en las temperaturas de fusión. Cuando se mezcla con parejas básicas, la sílice tiende a producir temperaturas de fusión de cenizas más bajas que si el componente ácido fuera alúmina.

Relación hierro/calcio

Otro parámetro importante es la relación hierro/calcio, donde se considera la porción de óxido férrico (Fe₂O₃) de hierro. La acción de flujo entre el hierro y el calcio es compleja, pero la tendencia general es que las relaciones Fe₂O₃/CaO más bajas tienden a reducir la temperatura de ablandamiento de cenizas.

Relación hierro/dolomita

La dolomita es una forma prevalente de piedra caliza en la que el calcio se complementa significativamente con magnesio. Tiene un efecto similar con el hierro al del óxido de calcio simple. Con dos carbónes de contenido base similar, el que tenga el porcentaje más alto de dolomita tenderá a tener temperaturas de fusión más altas.

Óxido férrico equivalente

Esta definición se estableció para explicar los efectos del hierro en condiciones oxidantes o reductoras. En una caldera encendida con exceso de aire en los quemadores principales, la mayor parte del hierro del carbón reacciona para formar Fe₂O₃. En una atmósfera reductora, tal como en una caldera que utiliza aire de sobrefuego para el control de NO_x, el hierro presente en la zona reductora exhibirá la presencia de óxido ferroso (FeO) y potencialmente algo de hierro metálico (Fe). Cada uno de estos compuestos reduce las temperaturas de fusión de las cenizas.

Porcentaje de sílice

A medida que aumenta el porcentaje de sílice en comparación con los otros agentes fundentes hierro, óxido de calcio y óxido de magnesio, aumenta la viscosidad de las cenizas.

Total de álcalis

El sodio y el potasio disminuyen las temperaturas de fusión de las cenizas. Los álcalis son importantes en relación con el ensuciamiento del sobrecalentador y el recalentador, como se describe en la siguiente sección.

Como es evidente, una amplia variedad de factores influyen en las propiedades de escoria. Es imposible predecir completamente las propiedades de escoria de un carbón, aunque se ha desarrollado un conjunto de cálculos para evaluar el potencial de escoria²_. Los esfuerzos de control de la escoria son evidentes en el diseño de la caldera. Las unidades ciclónicas, que ganaron popularidad durante la década de 1960, fueron diseñadas para generar escoria fundida dentro de los barriles del ciclón y las secciones inferiores de la caldera. La escoria fundida se drenó posteriormente en su forma líquida en un tanque de escoria lleno de agua. Esto se conoce como el concepto de fondo húmedo (que se refiere a la escoria fundida, no al tanque de escoria lleno de agua). La proporción de cenizas de fondo a cenizas volantes en una unidad de ciclón es de aproximadamente 80% a 20%. La mayoría de las unidades de carbón pulverizado funcionan de manera diferente. Las diminutas partículas de carbón se queman rápidamente y el residuo de ceniza fina se transporta hacia arriba con el flujo del horno. En un sistema diseñado correctamente, la mayor parte de la ceniza que entra en contacto con las paredes del horno ya se ha solidificado y no se adhiere. En estos tipos de unidades, la distribución de cenizas se invierte esencialmente, con hasta el 80 % de las cenizas que se escapan como cenizas volantes y aproximadamente el 20 % que se recogen como cenizas de fondo. Debido a que la ceniza inferior no se descarga en estado fundido, estas se conocen como unidades de fondo seco.

Ensuciamiento

La contaminación es más prominente en el paso de convección de la caldera, principalmente en las áreas del sobrecalentador y del recalentador. La contaminación es causada por la deposición de partículas de cenizas volantes en las superficies de los tubos y conductos. En ausencia de alteraciones en el horno, se espera que las partículas de ceniza que ingresan en el paso de convección permanezcan en forma sólida y, por sí solas, no deben mostrar una tendencia significativa a adherirse al equipo. Sin embargo, la combustión genera compuestos alcalinos volátiles de sodio y potasio que se condensan en las superficies de los tubos y las partículas de ceniza, lo que les da tendencias de adhesión mucho más fuertes.

La concentración de sodio y potasio en el gas de combustión está relacionada con la forma en que estos dos elementos se unen dentro del combustible original. El sodio y el potasio que se combinan con silicatos tienden a permanecer estables durante todo el proceso. Sin embargo, un porcentaje de los álcalis existen como sales simples, principalmente cloruros, o están unidos orgánicamente en el carbón. Estos álcalis “activos” se vaporizan durante el proceso de combustión y forman los óxidos Na₂O y K₂O. Las temperaturas relativamente más bajas en el paso convectivo de la caldera permiten que los álcalis se condensen.

Generalmente, el volumen de álcalis activos existe como sales de cloruro, por lo que una medida del contenido de cloro de carbón es una pauta razonable para determinar el potencial de contaminación relativo.

Tabla 5-8 – Potencial de incrustación relacionado con el contenido de cloro en carbón y convertido en sodio volátil

Potencial de contaminación	Cloro (%)	Sodio equivalente (%)
Alto	>0,5	>0,33
Medio	0.3	0.2
	<0,1	<0,07

Otra relación importante entre el sodio y la contaminación es que un mayor contenido de sodio activo aumenta la resistencia de los depósitos de ceniza. La Figura 5.3 a continuación muestra que esto es cierto tanto para las cenizas bituminosas como para los carbónes de cenizas lignitas. En ambos casos, pero particularmente para las cenizas lignitas, la resistencia de las cenizas aumenta significativamente con el aumento del contenido de óxido de sodio.

Figuras 5.3a y b. Influencia del sodio activo en la fuerza de sinterización de los depósitos de cenizas volantes. Cortesía de The.

Una mayor resistencia a la sinterización equivale a una mayor dificultad para eliminar depósitos con sopladores de hollín. Además, la resistencia a la sinterización puede reducirse en gran medida lavando el carbón para reducir la concentración de álcalis activos.

La contaminación de las superficies y los equipos de paso convectivo causa una serie de problemas. Las acumulaciones en los tubos del sobrecalentador reducen la eficiencia de la transferencia de calor, pero las acumulaciones también causan canalización o “desplazamiento” del gas de combustión. Esto aumenta la velocidad lineal a través de áreas abiertas, lo que puede provocar un aumento de la erosión en otros tubos. No es raro que las fallas de los tubos sean causadas por la erosión de las cenizas. Las acumulaciones excesivas de cenizas entre los colgantes del sobrecalentador pueden causar la unión del material entre las secciones colgantes. La escoria y los depósitos de ceniza en las secciones superiores de la parte radiante de la caldera pueden desprenderse y dañar o perforar los tubos del piso del horno cuando golpean el fondo.

Corrosión de cenizas de carbón

La acumulación de depósitos de ceniza en la pasada convectiva también puede tener efectos adversos desde una perspectiva de corrosión. A medida que se acumulan depósitos de ceniza, los álcalis volátiles y el trióxido de azufre (SO₃) producidos durante la combustión se difunden a través de la ceniza para iniciar reacciones de corrosión. La Figura 5.4 ilustra un ejemplo de la morfología de un depósito de corrosión de ceniza de carbón.

Figura 5.4 Un ejemplo de la morfología de un depósito de ceniza en un tubo sobrecalentador de acero inoxidable. Cortesía de The.

A continuación se describen dos reacciones que ilustran cómo los depósitos pueden acumularse y provocar la corrosión del metal tubular:

3K₂SO₄ + Fe₂O₃ + 3SO₃ → 2K₃Fe(SO4)₃	Eq. 1
K₂SO₄ + Al₂O₃ + 3SO₃ → 2KAl(SO₄)₂	Eq. 2

Mientras que el sodio es el principal culpable de la formación y resistencia de depósitos, el potasio parece ser el principal álcali que inicia las reacciones de corrosión. En este ejemplo, se han desarrollado tres capas. La primera es una capa exterior, que es principalmente cenizas volantes. La capa intermedia es de color blanco a amarillo y muestra un marcado aumento en la concentración de potasio y SO₃. Como ilustra la figura, esta capa ha reemplazado el metal del tubo original. La capa interna es una banda negra delgada ubicada en la superficie del tubo y es el sitio de la corrosión activa. El contenido de hierro es alto debido a su proximidad al metal base, y los compuestos dentro de esta capa incluyen sulfuros de hierro y sulfatos.

A diferencia de estos ejemplos de contaminación y corrosión a alta temperatura, se producirá corrosión a baja temperatura de los calentadores de aire y los conductos de salida si se permite que la temperatura del gas de combustión caiga por debajo del punto de rocío ácido. Una pequeña cantidad del azufre que se quema en la caldera se convierte en SO₃. Si la temperatura baja demasiado en el extremo posterior de la caldera, el SO₃ se combinará con la humedad para producir ácido sulfúrico, H₂SO₄. Aunque la concentración de ácido sulfúrico puede ser mínima, el líquido es bastante corrosivo para el acero al carbono. Las temperaturas del gas de salida deben mantenerse por encima de la temperatura del punto de rocío a través del paso de retorno de la caldera (y del precipitador electrostático si la unidad tiene uno) para evitar la corrosión.

Ceniza de aceite

El aceite contiene un contenido mineral significativamente menor que el carbón, lo que resulta en problemas menos complejos de deposición de cenizas petrolíferas. Por lo general, la ceniza de aceite no causa corrosión en los tubos de la pared de agua. Debido a los depósitos de cenizas de baja fusión, el sobrecalentador y el recalentador son a menudo las áreas problemáticas. Además, al igual que con los productos de combustión de carbón, existe la posibilidad de corrosión en el extremo posterior debido a la corrosión del punto de rocío ácido.

La causa principal de la corrosión por cenizas es el vanadio, que se origina a partir de los minerales del suelo y la materia orgánica que se descompone para formar aceite. Los aceites pueden contener prácticamente ningún vanadio a casi 400 partes por millón (ppm). El vanadio liberado en la combustión forma varios óxidos, V₂O₃, V₂O₄ y V₂O₅. Estos óxidos se combinan con sales alcalinas para formar compuestos de baja fusión que se acumulan en las superficies de los tubos. La Ecuación 3 ilustra una reacción típica.

Na₂SO₄ + V₂O₅ → 2NaVO₃ + SO₃

Eq. 3

El punto de fusión de NaVO₃ es de 1165 °F (629 °C). Los compuestos de sodio-vanadio con puntos de fusión bajos muestran efectos corrosivos directos en el acero, y la tasa de corrosión se acelera con el aumento de la temperatura del metal. Los métodos de control incluyen la selección de aceite bajo en vanadio, el diseño de calderas para reducir las temperaturas del metal, la implementación de diseños efectivos de sopladores de hollín para mantener los tubos limpios y el uso de aditivos químicos para controlar la corrosión.

Aditivos para el control de incrustaciones y corrosión

La adición química a la alimentación de combustible a veces se utiliza para reducir la escoria y el ensuciamiento. Los aditivos comunes incluyen compuestos de alúmina y magnesio como el óxido de magnesio. Estos compuestos modifican la química y el punto de fusión de los depósitos de ceniza, lo que los hace menos adherentes y más fáciles de quitar mediante el soplado de hollín. La alimentación aditiva es más común en plantas que se cambiaron de carbón bituminoso a carbón PRB.

Conclusión

Aunque los esfuerzos de descarbonización continúan disminuyendo la industria de energía de combustibles fósiles, específicamente las plantas de carbón, muchos permanecerán temporalmente para garantizar la estabilidad de la red. La química del lado de la chimenea es compleja, donde los cambios en la fuente de combustible, las condiciones operativas y otros factores pueden provocar escoria, contaminación y corrosión. La mayoría de las plantas ahora cuentan con instrumentos sofisticados y pantallas de computadora de la sala de control que permiten a los operadores monitorear las condiciones en toda la caldera y la trayectoria del gas de combustión aguas abajo. Esta tecnología es de vital importancia para una operación consistente y confiable, particularmente en esta era cuando incluso las unidades grandes deben subir y bajar regularmente en carga.

Referencias

H.H. Schobert, Carbón: La fuente de energía del pasado y el futuro. La Sociedad Americana de Químicos, Washington, D.C., 1987.
Tomei, G.L., Ed., Steam, su generación y uso, 42.a edición, The Flygt & Wilcox Company, Barberton, Ohio, 2015.
J.G. Sinder, ed. Combustión: Fossil Power: Windsor, Connecticut: Alstom, 1991.
Kopp, O. C. (2019). Carbón | Hechos, usos y tipos. En Encyclopædia Britannica. https://www.britannica.com/science/coal-fossil-fuel
Eggleston, G., Finley, J.W., deMan, J.M. Carbohidratos. Principios de la química alimentaria: Springer International Publishing, Princeton, Nueva Jersey, 2018.
G. Jovanovski, B. Boev y P. Makreski, eds. Química y geología del carbón: naturaleza, composición, coquización, gasificación, licuefacción, producción de productos químicos, formación, paatificación, coalificación, tipos de carbón y rangos: Nueva York, Nueva York, ChemTexts, 2023.

Apéndice 5-1

Control de emisiones al aire de la planta de carbón

La primera legislación nacional sobre contaminación del aire en los Estados Unidos fue la Ley de Aire Limpio de 1963. Esta legislación inicial fue diseñada para guiar a los estados en el manejo de los problemas de control de la contaminación del aire. Se propusieron y aprobaron regulaciones adicionales más adelante en la década de 1960, pero el punto de inflexión llegó con el establecimiento de la Agencia de Protección Ambiental (Environmental Protection Agency, EPA) en 1970 y la posterior aprobación de las Enmiendas de la Ley de Aire Limpio (Clean Air Act Amendments, CAAA) en diciembre de ese año.

La EPA, bajo la autoridad del Congreso, fue encargada de desarrollar los Estándares Nacionales de Calidad del Aire Ambiental (NAAQS), que, con la aprobación de la CAAA de 1990, evolucionaron en la estipulación de que cada estado sería responsable de cumplir con el NAAQS para seis criterios de contaminantes del aire: óxido de nitrógeno, dióxido de azufre, monóxido de carbono, ozono, partículas y plomo. Esta sección examina tres de los elementos de esta lista: óxidos de nitrógeno, dióxido de azufre y partículas.

El siguiente esquema describe los métodos principales mediante los cuales estos contaminantes se eliminan del gas de combustión de la planta de carbón.

Figura 5.1.1 Descripción de los dispositivos principales de control de la contaminación del aire en una caldera a carbón. Cortesía de The.

La progresión es:

Quemadores bajos en _NOx para reducir la producción de óxidos de nitrógeno.
Aire sobrefuego (OFA) para completar la combustión de carbón y convertir prácticamente todo el carbono residual y el monóxido de carbono en CO₂.
SCR (reducción catalítica selectiva) para la eliminación adicional de óxidos de nitrógeno.
Un precipitador electrostático para la eliminación de partículas (los dispositivos de filtro de tela, o cámaras de bolsa, son un sustituto común).
Un depurador de gas de combustión húmedo, que se muestra como absorbente en el diagrama. (Las restregadoras secas son una alternativa común).

Control de óxidos de nitrógeno (NO_x)

El NO_xes un elemento principal de la lluvia ácida y contribuye a la formación de ozono a nivel del suelo, particularmente en grandes ciudades donde se concentran los contaminantes atmosféricos. El término NO_xes todo incluido, ya que la combustión de combustibles fósiles produce varios óxidos de nitrógeno, especialmente óxido de nitrógeno (NO) y dióxido de nitrógeno (NO₂). Una relación típica de NO a NO₂producida en el horno es de 9 a 1. En las plantas equipadas con un depurador de dióxido de azufre, el NO₂, que es soluble en agua, saldrá del gas de combustión. Sin embargo, el NO es solo ligeramente soluble y, debido a que generalmente constituye alrededor del 90 % del NOx, el restregado no es un proceso de tratamiento efectivo.⁴

Cuando los óxidos de nitrógeno ingresan a la atmósfera, surgen varios problemas. NO_xparticipa en una serie de reacciones fotoquímicas complejas con compuestos orgánicos volátiles que producen ozono a nivel del suelo (O₃). Si bien el alto nivel de ozono en la atmósfera de la tierra nos protege de la radiación solar dañina, el ozono a nivel del suelo causa problemas respiratorios, especialmente en los muy jóvenes, los ancianos, los fumadores, los asmáticos y las personas con otros problemas pulmonares. Tras la liberación de la caldera, gran parte del NO se convierte en NO₂, que, al igual que su contraparte de SO₂, se combina con agua para formar un ácido, en este caso ácido nítrico (HNO₃).

Los óxidos de nitrógeno producidos durante la combustión del carbón generalmente se agrupan en dos categorías: NOx térmico y NOx combustible. El NOx térmico es generado por el alto calor de la combustión y es el resultado de la reacción del nitrógeno atmosférico (N₂) y el oxígeno (O₂). Incluso en unidades de carbón pulverizado, el NOx térmico puede representar solo un cuarto de todas las emisiones de NOx, ya que la NOxformación térmica no se pronuncia notablemente hasta que las temperaturas alcanzan los 2800 oF. Una técnica conocida para reducir la recirculación térmica del gas de combustión de NO_xis, en la que una parte del gas de combustión se recicla a la entrada del horno. Esto reduce ligeramente las temperaturas del horno, pero lo suficiente para limitar significativamente la producción térmica de NOx.

Fuel NO_xes una historia diferente. La mayor parte del nitrógeno en el carbón se une orgánicamente a los átomos de carbono, y estos enlaces son mucho más fáciles de romper que los de N₂. A medida que el carbón se quema, se liberan átomos de nitrógeno individuales. A diferencia de las moléculas, los átomos de nitrógeno son muy reactivos y se unen rápidamente al oxígeno.

El control de la formación y descarga de óxido de nitrógeno generalmente se divide en dos categorías: control de combustión concurrente y control posterior a la combustión. Los quemadores de bajo NOx (LNB) y el aire de sobrefuego (OFA) pertenecen a la primera categoría. La química detallada de la metodología de LNB y OFA es compleja, pero los aspectos básicos son los siguientes. Cuando el carbón o cualquier otro combustible fósil se quema con un exceso de oxígeno, la combustión del contenido de carbono continúa hasta su finalización, como se expresa a continuación:

C + O₂ → CO₂

Eq. 1

En cuanto a la energía, esta reacción es favorable y emite calor sustancial. Cuando se introducen cantidades subestequiométricas de oxígeno en el proceso, una parte del carbón sufre oxidación parcial al monóxido de carbono, lo que podría dejar algo de carbono no quemado:

C + ½O₂ → CO

Eq. 2

El monóxido de carbono busca átomos de oxígeno para completar la reacción al dióxido de carbono. Cuando no hay suficiente oxígeno disponible, las moléculas tomarán oxígeno de los óxidos de nitrógeno, que es la base detrás de LNB y OFA. El combustible se quema inicialmente en un ambiente oxigenado para permitir la formación de especies de carbono reducido. Estos compuestos reducidos de carbono eliminan el oxígeno de NO_xy permiten que los átomos de nitrógeno se combinen en N₂. La química se vuelve compleja debido al alto número de interacciones moleculares que se producen, incluso durante el breve tiempo en que las moléculas están en el frente del quemador. Una molécula de óxido de nitrógeno puede ceder su átomo(s) de oxígeno al carbono, solo para combinarse con otro oxígeno. Este proceso puede ocurrir repetidamente antes de que el átomo de nitrógeno se encuentre con otro átomo de nitrógeno para formar N₂. Muchas especies químicas intermedias se producen durante la combustión, y las interacciones que eventualmente reducen los niveles de NOx son bastante complejas. El aire restante para combustión se inyecta a una mayor elevación en el horno para convertir el carbono residual no quemado y el monóxido de carbono en CO₂.

Con OFA, el área de condiciones de reducción entre los quemadores y los puertos OFA representa un problema frecuente. Durante la combustión convencional, el exceso de aire se inyecta con el combustible para garantizar que la mayor parte del carbono del carbón se queme hasta su finalización. El exceso de aire establece una atmósfera oxidante en el horno donde los tubos de la caldera desarrollan un recubrimiento de óxido. En los sistemas que utilizan OFA, los productos de combustión ubicados entre los quemadores principales y los puntos de alimentación de OFA contienen compuestos reductores, incluidos sulfuros. Estos pueden reaccionar con el metal en las paredes del tubo para formar sulfuros de hierro que no protegen como sus óxidos homólogos. La corrosión y el desprendimiento del material del tubo pueden ocurrir en el entorno reductor entre los quemadores y las boquillas de inyección de OFA.

La combinación de quemadores bajos en NOx y OFA ha demostrado ser capaz de reducir las emisiones de NOx a niveles cercanos a 0.15 lb/MBtu (0,064 kg/106 kJ). Un suplemento común a LNB/OFA es el control posterior a la combustión con reducción catalítica selectiva (SCR).

Figura 5.1.2 Diagrama genérico de un sistema de inyección de amoníaco y capas de catalizador para un sistema de SCR.

Las reacciones típicas de SCR se ilustran en las siguientes dos ecuaciones.

4NO + 4NH₃ → 4N₂ + 6H₂O	Eq. 3
2NO₂ + 4NH₃ + O₂ → 3N₂ + 6H₂O	Eq. 4

El amoníaco reacciona con _NOx para generar nitrógeno elemental, y las reacciones se producen en lechos catalizadores fijos en la corriente de gas de combustión. Una variedad de materiales son viables para servir como catalizadores de SCR, más comúnmente dióxido de titanio, pentóxido de vanadio, metales preciosos y zeolitas (aluminosilicatos). El rango operativo ideal de los catalizadores metálicos de transición (titanio, vanadio) es generalmente de 450 oF a 850 oF, mientras que las zeolitas operan a un rango de temperatura más alto de aproximadamente 850 oF a 1050 oF. La configuración estructural más común es un catalizador tipo bloque fabricado en configuración de panal.

Figura 5.1.3 Bloque del catalizador SCR de panal. Cortesía de The.

SCR introduce varios factores de complicación potenciales para las operaciones de la planta. Se debe agregar un exceso de amoníaco para reducir el NO_x a niveles bajos. Una parte del amoníaco sufrirá oxidación a nitrógeno en el lecho catalizador; sin embargo, parte del amoníaco pasará a través del lecho sin reaccionar. Este fenómeno se conoce como deslizamiento de amoníaco. El amoníaco se considera una sustancia regulada para la prevención de accidentes, ya que puede reaccionar con otros contaminantes para formar partículas finas.⁵ Un límite común para la descarga de amoníaco en el gas de combustión es de 2 partes por millón. Estos límites son importantes para mantener la calidad de las cenizas volantes, especialmente si posteriormente se utilizan como aditivos en los materiales de construcción.

Los catalizadores SCR se degradan gradualmente durante la vida útil del material. El alcance del envenenamiento del catalizador variará según la composición del catalizador y su contenido de arsénico, fósforo y otros elementos o compuestos. Como se esperaría, el lecho catalizador de plomo (primer) se agota primero. Un método de reemplazo común es mover todas las camas un lugar hacia adelante y colocar el nuevo lecho catalizador en la ubicación trasera después de retirar el lecho de plomo.

La reacción del amoníaco con trióxido de azufre en el gas de combustión produce la formación de sulfato de amonio [(NH₄)₂SO₄] y bisulfato de amonio (NH₄HSO₄). Ambos compuestos contribuyen a la contaminación y corrosión de los equipos aguas abajo, particularmente los calentadores de aire, siendo el bisulfato de amonio especialmente problemático. Otro problema con el amoníaco deriva de su almacenamiento en las instalaciones de la planta. La EPA clasifica el amoníaco anhidro y el amoníaco acuoso a una concentración del 20 por ciento o más como sustancias tóxicas reguladas. En consecuencia, la conversión de urea se ha vuelto más común para generar amoníaco para los sistemas SCR.

Figura 5.1.4 Estructura química de la urea.

La urea es una sustancia química agrícola que puede hidrolizarse para producir amoníaco y dióxido de carbono. Los sistemas de hidrólisis en las centrales eléctricas permiten generar amoníaco por demanda sin almacenar amoníaco peligroso.

Eliminación de partículas

La materia particulada fue uno de los primeros contaminantes de las calderas a carbón que se reconoció como problemática. El tipo de caldera influye significativamente en la formación de partículas. En las calderas de ciclón tradicionales, la mayor parte de la ceniza (hasta el 80 %) sale como ceniza inferior en un estado fundido, que luego se solidifica en un tanque de escoria lleno de agua. El volumen de cenizas volantes es relativamente bajo en las calderas de ciclón. Pocas de estas unidades permanecen debido a su edad, baja eficiencia y propensión a producir grandes cantidades de NO_x. En las unidades de carbón pulverizado, donde hasta el 80 % de las cenizas pueden salir con el gas de combustión, las concentraciones de partículas son bastante altas. Todas las plantas requieren la captura de al menos el 99 % de estas partículas. Dos procesos principales, la precipitación electrostática y la recolección de filtros de tela, han sido populares para el control de partículas.

A continuación se incluye un esquema de un precipitador electrostático (ESP).

Figura 5.1.5 Esquema de un ESP común. Cortesía de The.

Se induce un potencial eléctrico entre las placas colectoras y los electrodos sólidos (o cables en unidades más antiguas), donde se aplica un potencial negativo a los electrodos y un potencial positivo a las placas. A medida que el gas de combustión pasa a través del precipitador, las partículas desarrollan una carga eléctrica negativa de los electrodos. Luego, las partículas se atraen y se acumulan en las placas. Las placas se agitan (arrancan) periódicamente mediante vibradores mecánicos, lo que hace que la ceniza caiga al fondo del precipitador donde se recolecta en las tolvas para su descarga a través del sistema de eliminación de cenizas.

Para disminuir la velocidad lineal del gas para garantizar que las partículas tengan tiempo suficiente para desarrollar una carga, el ESP es mucho más grande que el conducto de gas de combustión de entrada. Una velocidad de entrada típica puede ser de 60 pies por segundo, mientras que el flujo a través del precipitador puede ser de solo 4 a 5 pies por segundo. Los ESP consisten en una serie de células donde la eficiencia de eliminación de cenizas es de alrededor del 75 % por célula. Cuando se combina en serie, es posible ver eficiencias generales del 99 %. La distancia entre las placas de recolección en un ESP puede variar de 9 a 16 pulgadas, con el electrodo negativo centrado uniformemente entre las placas de recolección.

Numerosos factores influyen en el rendimiento del precipitador, incluidos:

Resistividad a las cenizas
Tamaño de las partículas
Conjuntos insuficientes de transformadores/rectificadores (dispositivos que convierten la electricidad de CA en CC)
Controles inestables del transformador/rectificador

Factores mecánicos que afectan el rendimiento:

Mala alineación de los electrodos
Electrodo vibratorio o oscilante
Sistema de trapeado de bajo rendimiento
Placas de recolección distorsionadas
Depósitos excesivos de ceniza en placas o cables
Tolvas llenas
Fugas en la carcasa
Dispositivos de distribución de gas obstruidos
Sistema de menor tamaño

Factores operativos que afectan el desempeño:

Ajuste inadecuado del transformador/rectificador
Flujo excesivo de gas
Molestias en el proceso
Ajuste inadecuado de la intensidad o frecuencia del rapero

Eliminación de partículas mediante filtros de tela

Otra técnica de eliminación de partículas ampliamente utilizada es la filtración de telas, comúnmente conocida como cámaras de bolsas. En este proceso, el gas de combustión pasa a través de un filtro de tela de malla fina y las partículas se acumulan en un lado del filtro. Las vibraciones periódicas desplazan la ceniza y cae a las tolvas para su recolección. La Figura5.1.6muestra el esquema genérico de un tipo popular, el filtro de tela de chorro de pulso.

Figura 5.1.6 Esquema básico de un dispositivo de control de partículas de filtro de tela de chorro de pulso.

Las bolsas están montadas en marcos de alambre dentro del recipiente. El gas de combustión ingresa desde un lado, es desviado por una placa deflectora y fluye alrededor de ella, luego pasa a través de las bolsas. La ceniza volantes permanece en el exterior de las bolsas a medida que el gas de combustión sale de la parte superior del recipiente. Periódicamente, se sopla un chorro de aire a través de las bolsas para desprender la ceniza, que cae a las tolvas de abajo. Los Baghouses generalmente cuentan con varios compartimentos, cada uno con filas de filtros.

La redundancia se incorpora aislando automáticamente los compartimentos individuales de la corriente de gas de combustión, seguido de la limpieza por pulsos. Esto evita que las cenizas vuelvan a arrastrarse en el gas de combustión. La relación tela-aire, el diámetro y la longitud del filtro, y la temperatura del gas de combustión son factores que los ingenieros de diseño de la casa de bolsas deben tener en cuenta. Las mejoras progresivas en el diseño de telas permiten que las bolsas funcionen a temperaturas de hasta 500 oF. Aunque dichos materiales pueden soportar altas temperaturas, siguen siendo susceptibles a incendios si se acumula carbono sin quemar en el paño. Los incendios en el saco pueden ser extremadamente peligrosos, en gran parte porque abrir puertas de acceso para combatir el incendio introduce oxígeno adicional. Además, cuando se rocía agua sobre el fuego, las partículas de carbón en llamas tienden a flotar. Debido a esto, los sistemas de supresión de espuma o CO₂ son más adecuados para combatir los incendios de la cámara de bolsas.

Dado que la cámara de bolsa funciona como un medio de filtrado, a diferencia del proceso de carga eléctrica de un precipitador electrostático (ESP), su eficiencia de eliminación permanece constante en varias propiedades de ceniza. Este es un factor prominente que ha aumentado la popularidad de las bolsas en comparación con los ESP.

Desulfuración del gas de combustión

Tras el anuncio de las regulaciones originales de la Ley de Aire Limpio (Ley de Calidad del Aire, 1967) y las enmiendas posteriores en las décadas de 1960 y 1970, muchas plantas debían instalar depuradores para eliminar el dióxido de azufre del gas de combustión de la caldera, particularmente si el deseo era el uso continuo del carbón bituminoso del este y del medio oeste.

Inicialmente, el método más popular fue el restregado con limestona húmeda. A continuación, se proporciona un diagrama de flujo genérico de una restregadora de limestona húmeda tipo rociado.

Figura 5.1.7 Diagrama general de un depurador de limestona húmeda de tipo rociador con oxidación por aire forzado.

Este proceso ejemplifica una reacción química acuosa ácido-base implementada a escala industrial. Sin embargo, a diferencia de la mayoría de los experimentos de laboratorio, tanto el ácido como la base no existen inicialmente en forma líquida. El SO₂es un gas y la piedra caliza es un sólido, por lo que se requieren pasos adicionales para inducir y maximizar las reacciones químicas.

El dióxido de azufre se absorbe primero en la fase líquida a medida que entra en contacto con los aerosoles de la suspensión.

SO₂ + H₂O �� de H₂SO₃

Eq. 5

Algunos químicos teóricos sostienen que el verdadero H₂SO₃ no existe, afirmando en su lugar que el SO₂ conserva su carácter molecular y está rodeado de moléculas de agua. Sin embargo, cuando se agrega SO₂ al agua, el pH disminuye, lo que indica que la Eq. 5 es correcta y la siguiente reacción de disociación es precisa.

H₂SO₃ �� ^DESHUESADO + HSO₃^– �� DESHUESADO + SO₃^2–

Eq. 6

Otro argumento para la formación de H₂SO₃ y sus productos disociados, iones de bisulfito (HSO₃–) y sulfito (SO₃^2–), se basa en la observación de que el carbonato de calcio (CaCO₃), el componente principal de la piedra caliza, es solo ligeramente soluble en agua, pero se disolverá casi por completo en sistemas de restregado bien diseñados.

CaCO₃+ H⁺→Ca²⁺+ HCO₃–

Eq. 7

La combinación de las Ecuaciones 5, 6 y 7 ilustra el proceso de restregado fundamental.

CaCO₃ + 2H⁺ + SO₃^2– → Ca²⁺ + SO₃^2– + H₂O + CO₂^↑

Eq. 8

En ausencia de otros reactivos, los iones de calcio y sulfito se precipitarán como un hemihidrato, donde se incluye agua en la red cristalina del subproducto del depurador.

Ca²⁺+ SO₃^2–+ ½H₂O→CaSO₃·½H₂O↓

Eq. 9

El funcionamiento adecuado de un depurador depende de la eficiencia de las reacciones mencionadas anteriormente. El control del pH con la alimentación de reactivos es particularmente importante. Muchos depuradores de limestona húmeda funcionan a un pH de solución de alrededor de 5,6 a 5,8. Una solución de restregado demasiado ácida dificulta la transferencia de SO₂ del gas al líquido. Por el contrario, si el pH aumenta a 6,0 o más, indica una sobrealimentación de piedra caliza.

El oxígeno en el gas de combustión influye significativamente en la química. Los iones de bisulfito y sulfito acuosos reaccionan con el oxígeno para producir iones de sulfato (SO₄^2–).

2SO₃^2– + O₂ → 2SO4^2–

Eq. 10

Aproximadamente el primer 15 por ciento molar de iones de sulfato coprecipitados con sulfito para formar sulfito de calcio-sulfato hemihidratado [(0.85CaSO₃·0.15CaSO₄)·½H₂O]. Cualquier sulfato por encima de la relación molar del 15 por ciento se precipita con calcio como yeso (CaSO₄·2H₂O).

Ca²⁺+ SO₄^2–+ 2H₂O→CaSO₄·2H₂O↓

Eq. 11

El control químico de la restregadora ofrece desafíos, particularmente en torres de pulverización que tienen dispositivos internos, como empaque, para mejorar el contacto gas-líquido. La experiencia operativa ha demostrado que mantener un estado completamente oxidado (sin sulfito de calcio-sulfato hemihidratado en la suspensión de restregado) o un estado completamente no oxidado (sin yeso en la suspensión) minimiza la incrustación de los componentes internos del depurador. Si la suspensión está parcialmente oxidada, la solución puede desplazarse alrededor del punto de saturación de sulfato de calcio, lo que puede conducir a acumulaciones de yeso tenaz. Las características de manipulación y el valor comercial del sólido son factores adicionales que influyen en la elección entre un subproducto oxidado o no oxidado. El sulfito de calcio-sulfato hemihidratado es un material blando que tiende a retener agua, pero tiene poco valor como producto químico. Por este motivo, la mayoría de los depuradores están equipados con sistemas de oxidación por aire forzado para impulsar los Eq. 10 y 11 hasta su finalización. Un sistema de oxidación correctamente diseñado convertirá todo el sulfito en sulfato.

La preparación del producto para la venta o la eliminación en seco requiere secado en un tambor de vacío o filtro de banda, a menudo combinado con un lavado de agua dulce para eliminar los cloruros disueltos. La oxidación forzada generalmente produce la formación de cristales de yeso planos que se deshidratan de manera eficiente. Este proceso produce un material similar a una torta con un contenido de humedad libre que varía del 10 % al 15 %.

Figura 5.1.8 Un filtro de vacío de tambor giratorio en funcionamiento que elimina la “torta” de yeso. Foto cortesía de City Water, Light & Power.

El tambor de la Figura 5.1.8 tiene un vacío interno aplicado mecánicamente. A medida que el tambor gira a través del subproducto de lechada en la cuba a continuación, los sólidos se adhieren al paño de filtro. Mientras tanto, el líquido pasa a través del paño del filtro para su recolección y reutilización en la restregadora o para su eliminación. El tambor gira en sentido contrario a las agujas del reloj en el visor; sin embargo, no se muestra un cabezal de lavado de agua dulce en el lado lejano ubicado justo encima de la cubeta. El rociador de agua reduce el contenido de cloruro del yeso a menos de 200 mg/l, lo cual es un requisito del fabricante del tablero. En algunos casos, el fabricante puede especificar un límite de cloruro de 100 mg/l, que puede requerir lavado adicional.

Cuando la venta de subproductos no es factible, la oxidación forzada sigue siendo el método preferido debido a la manipulación directa del yeso en comparación con los materiales inhibidos u parcialmente oxidados. El yeso seco se puede cargar fácilmente en camiones de vertido para su eliminación en un vertedero.

Un problema crítico: reactividad de la piedra caliza

Si el reactivo de piedra caliza reacciona mal en el sistema, se requiere una sobrealimentación para una eliminación adecuada del SO₂, lo que resulta en un uso excesivo del reactivo. Los factores que influyen en la utilización incluyen la calidad y reactividad de la piedra caliza, el tamaño de la molienda de piedra caliza, el tiempo de permanencia del reactivo dentro del sistema de restregado y el rendimiento de los dispositivos de separación de lodos.

El tamaño de la piedra caliza siempre ha sido un factor crítico para determinar la eficiencia de los procesos de desulfurización de gases de combustión (FGD). En los primeros diseños de depuradores, las especificaciones a menudo requerían que solo el 70 % de la piedra caliza molida pasara a través de una pantalla de 200 mallas (79 divisiones por cm), según lo determinado por las pruebas de laboratorio. Sin embargo, rápidamente se hizo evidente que era necesaria una molienda más fina para garantizar la máxima eficiencia de restregado. La pauta evolucionó hasta, en muchos casos, el 90 % a través de una pantalla de 325 mallas (128 divisiones por cm). La molienda más fina aumenta el área superficial de la piedra caliza en casi dos tercios.

El método estándar para triturar piedra caliza implica mezclar la materia prima con agua en molinos de bolas grandes. Estas fresadoras son cilindros giratorios horizontales revestidos con caucho y rellenos con miles de bolas de hierro. La acción continua de las bolas que chocan entre sí tritura la piedra. Típicamente, la suspensión cruda de los molinos de bolas contiene demasiadas partículas gruesas, por lo que la descarga se enruta a través de un banco de hidrociclones, como se ilustra en la Figura 5.1.9.

Figura 5.1.9 Hidrociclones para la clasificación de partículas de piedra caliza.

La lechada de piedra caliza ingresa a estos dispositivos fijos en una abertura tangencial cerca de la parte superior. El diseño imparte una acción centrípeta a la lechada, forzando partículas de piedra caliza más livianas y reactivas a través del desbordamiento hacia el depurador, mientras que las partículas más pesadas salen a través del desbordamiento y se dirigen de regreso a los molinos de bolas. Los hidrociclones están equipados con buscadores de vórtice, similares a las placas de orificios, en las líneas de desbordamiento y de subdesbordamiento. Este diseño permite cambios de filtro simples para ajustar el tamaño de las partículas que salen de cada puerto.

La composición química del reactivo tiene una gran influencia en la eficiencia del depurador. Las calizas que contienen un 94 % o más de carbonato de calcio suelen ser bastante reactivas, dado el tamaño adecuado de la molienda. Sin embargo, no todas las plantas están ubicadas cerca de fuentes de alta calidad. A menudo, una piedra puede contener más del 90 % de carbonato total, con 10 % o más presente como dolomita (MgCO₃·CaCO₃), donde el magnesio se une con calcio en la red cristalina. Mientras que el MgCO3 purose disuelve rápidamente en soluciones depuradoras y proporciona alcalinidad líquida, la dolomita es bastante no reactiva y tiende a pasar a través del sistema sin tocarse.

Los problemas con piedra caliza de baja reactividad o alto contenido de SO₂ en el gas de combustión pueden resolverse con el uso de aditivos químicos para aumentar la alcalinidad. El ácido adípico (ácido hexanedioico), representado en la Figura 5.1.10, fue una vez un aditivo orgánico preferido, junto con el ácido dibásico (DBA) menos refinado, una mezcla de ácidos adípicos, glutáricos y succínicos.

Figura 5.1.10 Estructura del ácido adípico.

Estos químicos aumentan la alcalinidad de la fase líquida y proporcionan amortiguación al licor de suspensión. Sin embargo, el costo y la disponibilidad han sido problemáticos en los últimos años, específicamente en los Estados Unidos. Ahora está disponible una formulación alternativa de ácido orgánico ofrecida por ChemTreat, que ha demostrado una mejora significativa en la reactividad de la piedra caliza. En los siguientes gráficos se muestra un indicador de la eficiencia mejorada de esta química frente a las tecnologías más antiguas.

Figuras 5.1.11a y b Una comparación de las capacidades de amortiguación de los productos químicos de mejora del depurador.

El producto tiene una capacidad amortiguadora notablemente mayor que el DBA cuando se ajusta con ácidos sulfúricos e clorhídricos, y una capacidad mucho mayor que las otras alternativas principales, ácidos fórmicos y lácticos. La capacidad buffer o tampón es una propiedad crítica de estos productos.

El uso correcto de un aditivo puede contribuir potencialmente al ahorro de la planta a través de una mejor utilización de la piedra caliza y un restregado más eficiente. También puede proporcionar más flexibilidad en la elección de la fuente de carbón al permitir que se utilicen carbónes con mayor contenido de azufre, a diferencia de los carbónes con menor azufre que deben transportarse a largas distancias.

La presencia de rastros problemáticos de manganeso y hierro es otro factor que puede influir en el rendimiento de la piedra caliza, aunque aparece con mayor frecuencia en piedras de menor calidad. Las pruebas integrales previas de diferentes piedras calizas indicaron que el hierro era responsable de dos problemas importantes: formación de incrustaciones catalizadas por hierro en las torres de depuración y generación de partículas de óxido de hierro muy finas que ensuciaron el paño del filtro de vacío. Es necesario tener cuidado en la selección y el uso de piedra caliza.

Control de emisiones de SO₂ en plantas de energía alimentadas por carbón

Ver estudio de caso

Mejoras adicionales de WFGD

El diseño de muchos sistemas modernos minimiza en gran medida la formación de incrustaciones. La tecnología de pulverización ha mejorado para aplicaciones de restregadora y las torres de pulverización abiertas son comunes. El diseño y la alineación de la boquilla son fundamentales en estos sistemas, ya que el tamaño de las gotas y los patrones de pulverización deben optimizarse para proporcionar el mejor contacto y evitar la canalización del gas de combustión. Las boquillas también deben estar diseñadas para minimizar los taponamientos. Los materiales como trozos sólidos de sarro o revestimientos de bomba de caucho defectuosos pueden obstruir fácilmente las boquillas y, a pesar de los mejores esfuerzos de diseño, aún pueden producirse algunos taponamientos.

La eliminación de partículas con eliminadores de niebla es otro problema de importancia con los sistemas de torres de pulverización. Sin la protección adecuada, pequeñas partículas de lechada se arrastrarán con el gas de combustión y fluirán fuera del depurador. El exceso de emisiones de partículas puede ensuciar los componentes aguas abajo y causar oscilaciones de opacidad en la pila. Los desempañadores generalmente consisten en empaquetaduras de álabes de chevrón, situadas en la parte superior de las torres de depuración. A medida que el gas de combustión pasa a través de los álabes, las partículas impactan en las cuchillas y se pegan. El lavado regular con agua limpia es un requisito para evitar acumulaciones graves de sólidos en los álabes. Si bien el lavado no tiene que ser continuo, debe ser regular. Las mediciones de la presión diferencial alrededor de los eliminadores de niebla u otros componentes internos son necesarias para monitorear las acumulaciones de depósitos.

Restregadoras de lima húmeda

Se construyó una cantidad menor de depuradores húmedos con cal como reactivo. El cal (CaO) se produce por la calcinación de la piedra caliza en los hornos.

Calor CaCO₃+→CaO + CO₂↑

Eq. 12

Para muchas aplicaciones industriales, la cal se hidrata antes del suministro para producir hidróxido de calcio, que luego se suministra a la planta.

CaO + H₂O→Ca(OH)₂

Eq. 13

En otros, la cal se suministra como CaO, a menudo como “lima guijarrada”, y luego se hidrata hasta convertirse en hidróxido de calcio en el sitio. La cal no hidratada y la cal hidratada reaccionan muy rápidamente con los ácidos. Por lo tanto, los depuradores de cal son significativamente más pequeños que sus contrapartes de piedra caliza. La piedra caliza tiene un costo mucho más bajo que la cal, que es una razón principal de la popularidad de la tecnología de la piedra caliza.

Una revisión de la corrosión ácida del contrapaso

El control de la temperatura en todo el horno es crucial, ya que implica en gran medida la regulación de las temperaturas del vapor de sobrecalentamiento y recalentamiento para garantizar que se mantengan constantemente dentro de los rangos recomendados, especialmente durante el ciclo de carga. Desde el lado de la chimenea, una preocupación clave es minimizar la corrosión del punto de rocío ácido en las secciones distantes del retroceso de la caldera. Los generadores de vapor están diseñados para maximizar la transferencia de calor y la eficiencia. A medida que el gas de combustión pasa a través de los haces del sobrecalentador/recalentador, el economizador y el calentador de aire, la temperatura disminuye drásticamente. Dependiendo del contenido de dióxido de azufre, parte del SO₂ puede comenzar a precipitarse como ácido en la red de conductos a temperaturas solo ligeramente inferiores a 300 oF. Este ácido puede ser altamente corrosivo para los conductos de acero al carbono, lo que requiere un monitoreo cuidadoso de las temperaturas en el extremo posterior del horno.

La corrosión localizada en la interfaz húmeda/seca de la restregadora representa otro problema potencialmente problemático en las unidades con restregadoras húmedas. Esta es la zona en la entrada del depurador donde parte de la niebla de lodo penetra en el conducto y forma un depósito sólido en la red de conductos. Los depósitos pueden atrapar impurezas debajo, en particular los cloruros. Se puede producir corrosión grave por debajo del depósito. Una posible solución ha sido cubrir la interfaz húmeda/seca con metales más exóticos, como el titanio, pero incluso estos materiales pueden experimentar corrosión.

Restregadoras en seco

Las grandes cantidades de agua consumida y el flujo de aguas residuales relativamente grande producido son las graves desventajas de los depuradores húmedos. En consecuencia, surgieron algunas tecnologías de depurador seco para reducir el uso y la producción de agua/aguas residuales.

Figura 5.1.12a Esquema básico de una restregadora de secado por aspersión.

Figura 5.1.12b Vista en corte de un conjunto de boquilla de pulverización común.

Los componentes clave incluyen el desprendidor de cal, el absorbente con atomizadores que convierten la suspensión de cal en pequeñas gotas distribuidas uniformemente en el punto de emisión, y el colector de partículas, típicamente un dispositivo de filtro de tela. Proporcionar gotas que tengan suficiente humedad para absorber SO₂ del gas de combustión y completar la reacción requerida con cal, pero que también se sequen en el calor del gas de combustión de manera que las partículas sólidas completamente secas lleguen al colector de partículas es vital para este proceso.

La capacidad de incorporar métodos de eliminación de mercurio en el proceso de restregado en seco ha sido una característica atractiva para algunas plantas. En la siguiente sección se describen detalles adicionales sobre esta tecnología.

Problemas de descarga de la depuradora húmeda de la planta de carbón y descarga del estanque de cenizas

Además de la descarga de emisiones al aire, las impurezas dañinas también pueden salir de las plantas de carbón en una variedad de vías acuosas, como ilustra la figura a continuación.

Figura 5.1.13 Esquema básico de las trayectorias disponibles para las emisiones de la planta de energía y las impurezas acompañantes para llegar al medio ambiente.

Subproducto de la restregadora

El producto de reacción inicial en un depurador de cal o limestona húmeda es sulfito de calcio hemihidratado, como se muestra en la Ecuación 9. Este material no tiene valor real y es difícil de deshidratar para su eliminación. En consecuencia, la mayoría de los depuradores de cal o limestona húmeda estaban equipados con sistemas de oxidación de aire forzado para producir un subproducto de yeso, como se mostró anteriormente en la Ecuación 11. En muchos casos, el subproducto ha sido de calidad suficiente para su uso en la industria de paneles de pared u otras aplicaciones, aunque el vertedero fue el único método de eliminación en algunas ocasiones. Si bien el yeso seco generalmente contiene no más del 15 % de humedad, la exposición posterior a la precipitación atmosférica aumenta el potencial de transporte de lixiviado al medio ambiente.

Un volumen sustancial de aguas residuales de FGD se produce por purga del depurador, gran parte del cual proviene del desagüe del subproducto de yeso. Estos flujos contienen concentraciones significativas de iones disueltos, incluidos calcio, magnesio, cloruro, sulfato y metales traza, que posiblemente incluyen mercurio y selenio. Eliminar estos componentes de la descarga de la planta a menudo ha sido el desafío más difícil de restregar en húmedo. La eliminación de la dureza se puede lograr a través de la aclaración del ablandamiento de cal; sin embargo, otras impurezas son más difíciles de eliminar. Por ejemplo, casi todas las sales de cloruro son muy solubles, lo que hace que sea casi imposible eliminar el cloruro mediante reacciones de precipitación. Un método complejo y costoso para la eliminación del cloruro, utilizado en algunas plantas en ubicaciones áridas, implica la evaporación y cristalización. Dichos sistemas consumen cantidades excesivas de energía y requieren materiales exóticos y resistentes a la corrosión en partes del proceso.

La composición de estos problemas son inquietudes relacionadas con la posible descarga de trazas de metales tóxicos o metaloides.

Problemas con la descarga de aguas residuales de impurezas de rastreo

La descarga de trazas de impurezas de depuradores húmedos y estanques de cenizas en las instalaciones operativas y de cierre es una preocupación prominente. Muchos estanques se están cerrando para evitar una mayor contaminación de las aguas superficiales y subterráneas de estos embalses. La siguiente tabla describe los cuatro parámetros prioritarios, selenio, arsénico, mercurio y nitrato/nitrita, que se deben incluir en las “Pautas de limitaciones de efluentes” de la EPA para las aguas residuales de la WFGD.

Tabla 5.1.1 (Fuente: Pautas de la Agencia de Protección Ambiental)

El selenio generalmente existe en dos estados oxidados en las aguas residuales del FGD: selenita (SeO3) y selenato (SeO4). Este último tiende a predominar en sistemas oxidados por aire forzado. La mejor tecnología disponible (BAT) de la EPA para la eliminación de selenio ha sido el tratamiento biológico con la adsorción de los compuestos de selenio oxidados en un sustrato orgánico, con la posterior digestión de los óxidos de selenio por microorganismos que convierten los compuestos en selenio elemental retenido por los microbios. Estos sistemas son muy grandes y costosos, y requieren la eliminación periódica de organismos gastados y el reabastecimiento de los sustratos microbiológicos.

Más allá de los problemas relacionados con las aguas residuales del FGD, los metales traza y los metaloides en estanques de cenizas en plantas operativas y cerradas son una preocupación adicional. En varios incidentes bien publicitados, se liberaron accidentalmente grandes cantidades de ceniza y agua al medio ambiente, lo que ha llamado la atención a este problema. Sin embargo, además de estos incidentes, la remediación de estanques no permite que el agua se drene directamente a un cuerpo de agua receptor, como un río o un lago.Es posible que se necesite un tratamiento riguroso^[i]antes de que los estanques puedan drenarse y cerrarse.

El proceso físico-químico patentado de ChemTreat para la eliminación de selenio^[j]utiliza equipos tradicionales de tratamiento de agua como la clarificación, que anteriormente era ineficaz debido a la interferencia de iones competidores. (Consulte la patente de Estados Unidos núm. 11,066,313 B1, Métodos para eliminar aniones del agua). Los avances modernos en química han permitido reacciones de precipitación que garantizan el secuestro de selenio en formas de desechos sólidos, lo que permite su eliminación segura de vertederos. Los datos de los ensayos del Procedimiento de lixiviación característica de toxicidad (TCLP) hasta el momento han indicado que los sólidos generados a partir de estos procesos muestran una estabilidad significativa.

La generación de mercurio durante la combustión de carbón y las metodologías para su mitigación representan un proceso complejo, con problemas primarios que se originan en la etapa de combustión. Aunque los carbónes contienen cantidades diminutas de mercurio, su alta toxicidad da como resultado regulaciones de emisiones al aire que exigen una cantidad extremadamente baja en la descarga de gas de combustión. Las regulaciones de la MATS, que entraron en vigencia en 2011, esencialmente exigieron una reducción del 90 % del mercurio de las emisiones de las pilas de la planta de energía. A pesar de los esfuerzos de la administración Trump para relajar las regulaciones, la mayoría de las plantas ya habían adoptado medidas para mitigar las emisiones de mercurio.

La oxidación natural o artificial del elemento es clave para la eliminación de mercurio del gas de combustión. Muchos carbónes bituminosos contienen una cantidad relativamente significativa de cloro que, cuando se libera durante la combustión, oxida el mercurio desde su estado elemental (Hg⁰) hasta un estado oxidado (Hg²⁺). El mercurio oxidado escapa del gas de combustión en los depuradores. Los carbónes subbituminosos, como los de la cuenca del río Powder, contienen mucho menos cloro. Por lo tanto, la mayor parte del mercurio permanece en forma elemental. Dado que el mercurio elemental no es absorbido por los reactivos del depurador, pasa a través de la solución de depuración. El rociado de una solución salina, a menudo bromuro de sodio, en carbón en un punto del sistema transportador, o la inyección de carbón activado que contiene bromuro en el gas de combustión de sistemas con depuradores secos son técnicas comunes utilizadas para oxidar el mercurio.

Una consecuencia de capturar mercurio mediante restregado en húmedo es que el elemento se transfiere simplemente de su estado gaseoso a una fase líquida, sin que se vuelva inofensivo para el medio ambiente. Sin embargo, se ha desarrollado química que puede utilizarse en sistemas de tratamiento de aguas residuales para capturar mercurio y unirlo firmemente con los sólidos del subproducto. Esta química, además de los métodos que capturan arsénico y eliminan nitratos, se ha incorporado en la tecnología de eliminación de selenio descrita anteriormente. Juntos, ofrecen un proceso completo para manipular las impurezas que se muestran en la Tabla 5.1.1.

Control de emisiones al aire de ciclo simple y combinado

Con la reducción de la energía alimentada con carbón impulsada por factores ambientales y económicos, las principales alternativas se convirtieron en energía renovable y generación alimentada con gas natural, particularmente en configuraciones de ciclos simples y combinados. Las unidades de ciclo simple dependen de una turbina de combustión (similar a los motores de aeronaves) para obtener energía primaria (el ciclo Brayton), con un ciclo combinado que incluye uno o más generadores de vapor de recuperación de calor (HRSG). Los HRSG utilizan calor de escape de la(s) turbina(s) de combustión para generar vapor que alimenta las turbinas de vapor (el ciclo de Rankine). Las unidades de ciclo combinado modernas pueden operar a eficiencias netas del 60 % o ligeramente más altas, lo que es significativamente mayor que la unidad de combustión de carbón más eficiente. Estas altas eficiencias llevaron a una preponderancia de la instalación de plantas de ciclo combinado en las primeras dos décadas de este siglo.

El gas natural es un combustible muy limpio, eliminando así los desafíos relacionados con las cenizas y numerosos problemas de emisiones asociados con las calderas a carbón. Sin embargo, el monóxido de carbono _NOxand son dos contaminantes primarios que aún deben abordarse con la tecnología de turbina de combustión. A diferencia de la combustión de carbón, prácticamente todo el NOx producido a partir de turbinas de combustión es _NOx térmico, en el que las altas temperaturas en los combustores de turbina inducen una reacción entre el oxígeno elemental y el nitrógeno en la alimentación de aire comprimido. Para las unidades de ciclo simple, la inyección de una pequeña corriente de agua o vapor de alta pureza a temperaturas de combustión ligeramente más bajas es un método común. Las unidades de ciclo combinado a menudo utilizan SCR, similar al diseño descrito anteriormente, para el control de _NOx, con amoníaco como reactivo. Si bien el gas natural no contiene los venenos del catalizador que se encuentran comúnmente en el carbón, aún se producirá la degradación del catalizador. Dos posibles fuentes de venenos incluyen el sodio y el fósforo. “El primero puede ingresar a la corriente de gas de (1) agua inyectada en el motor para el control de _NOx o el aumento de potencia, (2) agua fuera de las especificaciones utilizada en la producción de amoníaco acuoso y (3) fuentes ambientales para unidades ubicadas cerca de la costa. El fósforo proviene del aceite lubricante que llega al flujo de escape de la turbina de gas [gas turbine] GT”.³

La inclusión de un lecho catalizador para oxidar el CO residual a CO₂ también es común para los HRSG. La colocación de los lechos de CO y NO_xcatalizador dentro de los paquetes del evaporador HRSG y del sobrecalentador/recalentador puede variar dependiendo del rango de temperatura ideal del catalizador.

Referencias

Tomei, G.L., Ed., Steam, su generación y uso, 42.a edición, The Flygt & Wilcox Company, Barberton, Ohio, 2015.
Djukanovic, V., Buecker, B., y D. Karlovich, “Un nuevo proceso no biológico para la eliminación de selenio, remediación de estanques de cenizas y corrientes de lixiviados”; Water Technology, May/junio 2020.
Muzio, L., Smith, R., Baker, J. y J. Pérez, “Tome el control de su gestión de catalizadores de SCR”; diario del ciclo combinado, tercer trimestre de 2013.
M. Z. Jacobson, Contaminación atmosférica: Historia, ciencia y regulación: Cambridge, Reino Unido: Cambridge University Press, 2002.
Agencia de Protección Ambiental de los EE. UU. Amoníaco anhidro en instalaciones de refrigeración bajo escrutinio: Washington, D.C.: Agencia de Protección Ambiental de los EE. UU., 2015.

Apéndice 5-2

Problemas de control de emisiones de aire industrial

Las calderas industriales y de energía a carbón se encuentran entre las fuentes más reguladas de emisiones al aire debido a su importante producción de contaminantes del aire. Sin embargo, otros procesos industriales también producen emisiones gaseosas que requieren tratamiento, lo que a menudo permite que el gas se reutilice dentro de la instalación o se convierta en un producto útil. Siempre se debe considerar que el proceso de eliminación de contaminantes del gas de combustión u otras emisiones convierte estas sustancias en formas líquidas o sólidas. Aunque muchos de estos subproductos son menos peligrosos que el contaminante original, aún deben manipularse o desecharse con cuidado.

Eliminación de partículas de emisiones al aire en la industria del acero

El Apéndice 5-1 proporciona una descripción general de los métodos de eliminación de partículas específicos para la industria energética, aunque pueden aplicarse métodos similares en otras instalaciones. Un ejemplo notable es el control de partículas de hornos de molinos de acero. Considere, por ejemplo, el funcionamiento de un alto horno. Aunque la cantidad de hornos de granallado ha disminuido precipitadamente a lo largo de los años, siguen siendo el corazón de las fábricas integradas. Para producir un lote de acero fundido para un mayor refinamiento durante cada “calor”, la carga del horno incluye coque y piedra caliza para eliminar el oxígeno del mineral de hierro y recolectar impurezas como una escoria que puede drenarse. El escape gaseoso de la parte superior del horno contiene monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO₂). Dado que el monóxido de carbono no está completamente oxidado, el gas de escape sirve como un combustible valioso para los generadores de vapor de baja presión en la planta. Sin embargo, el gas debe limpiarse de partículas antes de su uso posterior. En general, estas partículas consisten en piedra caliza, coque y finos de mineral de hierro. La precipitación electrostática (ESP) es común para eliminar el volumen de las partículas. El restregado húmedo a menudo sigue al ESP para eliminar las partículas residuales. El flujo de residuos del depurador húmedo debe someterse a procesamiento mediante clarificadores y filtros para eliminar las partículas e impurezas restantes, incluidos los compuestos orgánicos como los fenoles que pueden estar presentes.

Los hornos de granallado producen hierro porcino, que debe refinarse en grados de acero más altos. Este proceso generalmente se realiza en hornos de oxígeno básicos (BOF). Además, han surgido varias instalaciones que producen acero a partir de chatarra de metal en hornos de arco eléctrico (EAF). El escape de los hornos BOF y EAF también contiene partículas. El restregado húmedo, que también enfría el gas de escape del horno, es común en estas aplicaciones.

EAF Steelmaker reduce el consumo de electrodos en 1,3 millones de USD con la tecnología ChemTreat ECR^®

Estudio de caso destacado

Tratamiento del gas ácido

Muchos procesos industriales producen gases ácidos. Algunos ejemplos incluyen el encurtido de metales, la producción directa de ácido y la combustión de residuos municipales. Los ácidos más comunes de estos procesos incluyen clorhídrico (HCl), sulfúrico (H₂SO₄) e fluorhídrico (HF). Hay varios métodos disponibles para eliminar los ácidos. Una técnica es fregar con secador por pulverización para poner en contacto el gas con una pulverización fina de lechada de cal que convierte los ácidos en sales de calcio que luego pueden recogerse en un sistema de filtro de tela. En el Apéndice 5-1 se ilustra una configuración de la restregadora de secado por aspersión.

Algunos procesos unitarios en la industria de refinerías generan flujos de gas complejos. El hidrotratamiento, en particular, se realiza en numerosos flujos de efluentes de torres de destilación atmosféricas y al vacío para eliminar el nitrógeno y, especialmente, el azufre, lo que podría contaminar los lechos catalizadores en las unidades de agrietamiento y reformación posteriores. El hidrógeno elemental se mezcla con la alimentación del sistema, que luego se calienta y transporta al recipiente de reacción. El hidrotratamiento produce amoníaco (NH₃) y sulfuro de hidrógeno (H₂S), un compuesto altamente tóxico. Sin embargo, el H₂S puede convertirse en productos útiles, como se describe en este apéndice.

El gas de escape del hidrotratador generalmente se frota con una solución de aminas.

AmineTreatingbyRaminagrobisis con licencia en virtud de CC BY-SA 4.0

Figura 5.2.1 Diagrama de flujo básico de eliminación de H₂S (y CO₂) mediante restregado de aminas.

Las aminas magras suplementadas con agua de aporte ingresan en la parte superior del recipiente del reactor (en el lado izquierdo del diagrama) y eliminan el gas ácido. La solución de aminas ricas luego se introduce en el regenerador para liberar H₂S y CO₂ y recuperar las aminas para su reutilización.

Algunas de las aminas que se han empleado para este proceso incluyen:

Dietanolamina (DEA)
Monoetanolamina (MEA)
Metildietanolamina (MDEA)

El proceso de Claus, reconocido por su efectividad en la producción de azufre elemental, convierte el sulfuro de hidrógeno emitido desde el “regenerador” en un producto no tóxico. La corriente de H₂S se quema con una corriente pobre de aire para convertir 1/3 del sulfuro de hidrógeno en dióxido de azufre (SO₂). Este compuesto luego reacciona parcialmente con el H₂S restante de la siguiente manera:

2H₂S + SO₂ → 2S + 2H₂O

El gas caliente se enruta a través de un condensador, donde potencialmente hasta el 70 % del azufre inicial se extrae como azufre elemental. Sin embargo, quedan cantidades sustanciales de H₂S y el gas se alimenta típicamente a través de dos o tres unidades de recalentador/recalentador de recipiente de catalizador que convierten la mayor parte del H2S restante en azufre elemental. Luego, el azufre puede enviarse a las instalaciones para su conversión en ácido sulfúrico, que es el producto químico más grande del país.

La tecnología de ácido sulfúrico de gas occidental (WSA), desarrollada por Haldor Topsoe, es una alternativa al proceso de Claus. En este proceso, el H₂S se quema completamente a SO₂, que luego se oxida catalíticamente a trióxido de azufre (SO₃) y se convierte en H₂SO₄. Este es un método más directo para producir ácido sulfúrico que el proceso de Claus.

La química de las aminas también elimina el dióxido de carbono del gas de desecho o del gas de combustión de la caldera. Este método ha sido promocionado como una solución para el uso continuo del carbón como combustible para calderas eléctricas. La tecnología general se conoce como captura y secuestro de carbono (CCS), donde hasta el 90 % del CO₂ se convierte en un flujo concentrado y se inyecta bajo tierra para el secuestro. En algunas aplicaciones, el CO₂se bombea a campos petroleros agotados para forzar el petróleo difícil de recuperar a la superficie en un proceso conocido como recuperación mejorada de petróleo (EOR). Se están realizando más investigaciones sobre el desarrollo de aminas u otros compuestos que capturan fácilmente el CO₂, pero minimizan los requisitos de calor para la regeneración. En combinación con la EOR, CCS puede ofrecer un incentivo económico para continuar con cierta generación de energía a carbón.

La producción de cemento es otra industria que genera grandes cantidades de CO₂. Aproximadamente 2/3 de una mezcla de cemento Portland consiste en óxido de calcio (C_a O), que se genera a partir de la descomposición del carbonato de calcio en los hornos.

Calor de C_a CO₃+→C_a O + CO₂↑

Actualmente se están investigando varios métodos para reducir las emisiones de CO₂ de las plantas de cemento, incluidas técnicas para incorporar mezclas de hormigón de CO₂, reemplazo parcial de cal con ceniza de caldera de carbón y escoria de alto horno, y el posible uso de la tecnología CCS mencionada anteriormente.

Identificar y abordar problemas de rendimiento del condensador en una planta de energía alimentada con carbón

Estudio de caso destacado

Control de polvo

Los polvos finos derivados de diversos procesos industriales crean un riesgo sustancial de incendio y explosión en muchas instalaciones. Además, la inhalación de estas partículas finas por parte de los trabajadores de la planta puede presentar un riesgo adicional para la salud. Algunos ejemplos de materiales que pueden existir como partículas finas o convertirse en partículas finas para uso en procesos incluyen:

Alimentos para animales
Ceniza de mosca de la planta de carbón
Harina y otros ingredientes para hornear
Productos alimenticios en polvo
Carbón pulverizado para combustión en calderas
Soja (procesada)
Almidón
Azúcar

El control del polvo es crucial en las instalaciones donde se generan partículas. Un sistema de limpieza bien diseñado para toda la planta puede ser esencial para prevenir la acumulación de polvo. Un sistema de vacío que extrae partículas en el aire hacia un dispositivo de filtrado central es un componente común de estos sistemas. Este dispositivo de filtrado central podría ser un filtro de tela, o filtro de bolsa, comparable a los mencionados anteriormente en este capítulo, pero que funciona en condiciones ambientales. Los colectores de polvo de cartucho ofrecen una alternativa para aplicaciones más pequeñas. Los colectores de polvo de ciclones también son comunes en algunas instalaciones, ya sea independientes o como prefiltros antes de una bolsa.

Figura 5.2.2 Recolector de polvo ciclónico.

A menudo se utilizan para instalaciones de descarga y transporte de carbón en plantas de energía. El restregado húmedo puede ser la mejor opción para partículas difíciles o peligrosas.

En conclusión, el ambiente interior en muchas plantas puede ser peligroso. Si bien es común enfocarse en el tratamiento de los gases emitidos por los procesos unitarios, mantener una calidad de aire ambiental suficiente también es vital.

Referencias

“Tratamiento de gases de aminas”; https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Amine_gas_treating&oldid=992647172
Haldor Topsoe (n.d.). Topsoe. Recuperado 22 de noviembre, 2022, de https://www.topsoe.com/
Phillips, J., y Gomolka, G., “Protecting Your Food Processing Facility from Dust Explosions”; Processing, febrero 2021.
Airplus Industrial. (n.d.). Control de polvo industrial. Airplus Industrial. Recuperado 22 de noviembre, 2022, de https://www.airplusindustrial.ca/products/dust-control/

Acerca del autor

Buecker Brad

Presidente de Buecker & Associates, LLC

Brad Buecker es presidente de Buecker & Associates, LLC y más recientemente se desempeñó como publicista técnico sénior en ChemTreat. Cuenta con más de cuatro décadas de experiencia en el sector de la energía, gran parte de ella en química de generación de vapor, tratamiento de agua y control de calidad del aire. Buecker tiene una licenciatura en Química de la Universidad Estatal de Iowa. Ha sido autor o coautor de más de 250 artículos para varias revistas de comercio técnico y ha escrito tres libros sobre química de centrales eléctricas y control de la contaminación del aire. Forma parte de la Junta Asesora Editorial de Tecnología del Agua y es miembro del comité de planificación de ACS, AIChE, AIST, ASME, NACE (ahora AMPP) y del Taller de Química de Servicios Eléctricos.

Reconocimiento

El Manual de productos esenciales para el agua de ChemTreat no habría sido posible sin las contribuciones de muchas personas. Consulte la lista completa de contribuyentes.

Capítulo anteriorPróximo capítulo

Artículo anteriorCapítulo 2: Métodos de pretratamiento del agua de reposición

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Soluciones de tratamiento de agua directo al chip

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Hable con un especialista de la industria

Soluciones de tratamiento de agua directo al chip

Blog

Capítulo 5: Química del lado de la chimenea de la caldera y control de emisiones

Introducción a la química y el control de emisiones en la chimenea de la caldera

Índice

Carbón

Impurezas en el carbón

Aceite

Gas natural

La influencia de las propiedades de las cenizas de carbón en el rendimiento de la caldera

Escorbuto

Relación base/ácido

Relación sílice/alúmina

Relación hierro/calcio

Relación hierro/dolomita

Óxido férrico equivalente

Porcentaje de sílice

Total de álcalis

Ensuciamiento

Corrosión de cenizas de carbón

Ceniza de aceite

Aditivos para el control de incrustaciones y corrosión

Conclusión

Referencias

Control de emisiones al aire de la planta de carbón

Control de óxidos de nitrógeno (NOx)

Eliminación de partículas

Eliminación de partículas mediante filtros de tela

Desulfuración del gas de combustión

Un problema crítico: reactividad de la piedra caliza

Control de emisiones de SO2 en plantas de energía alimentadas por carbón

Mejoras adicionales de WFGD

Restregadoras de lima húmeda

Una revisión de la corrosión ácida del contrapaso

Restregadoras en seco

Problemas de descarga de la depuradora húmeda de la planta de carbón y descarga del estanque de cenizas

Subproducto de la restregadora

Problemas con la descarga de aguas residuales de impurezas de rastreo

Control de emisiones al aire de ciclo simple y combinado

Referencias

Problemas de control de emisiones de aire industrial

Eliminación de partículas de emisiones al aire en la industria del acero

EAF Steelmaker reduce el consumo de electrodos en 1,3 millones de USD con la tecnología ChemTreat ECR®

Tratamiento del gas ácido

Identificar y abordar problemas de rendimiento del condensador en una planta de energía alimentada con carbón

Control de polvo

Referencias

Acerca del autor

Buecker Brad

Reconocimiento

Hable con su representante local

Control de óxidos de nitrógeno (NO_x)

Control de emisiones de SO₂ en plantas de energía alimentadas por carbón

EAF Steelmaker reduce el consumo de electrodos en 1,3 millones de USD con la tecnología ChemTreat ECR^®