DEL M EDIO AM BIENTE
GUÍA AMBIENTAL PARA TERMOELÉCTRICAS Y PROCESOS
DE COGENERACIÓN PARTE AIRE Y RUIDO
1. INTRODUCCION 1.1 PRESENTACIÓN Con base en los postulados del
desarrollo sostenible y el mejoramiento de la calidad ambiental, esta guía
establece los métodos y procedimientos para la evaluación integral y el
monitoreo y seguimiento de las emisiones atmosféricas, la calidad del aire y ruido en
plantas de generación termoeléctrica y procesos de cogeneración. El objetivo
general de la guía es brindar a los usuarios, propietarios de proyectos,
operadores, contratistas, consultores y autoridades ambientales una herramienta
efectiva de consulta y orientación conceptual que facilite el proceso de
gestión ambiental en cuanto el componente aire y ruido. Para el cumplimiento de
los objetivos, la guía se ha estructurado de acuerdo con el desarrollo
secuencial de las fases que comprenden el análisis ambiental del componente en cuestión, previa
definición de la política ambiental, el programa de gestión ambiental y el
marco jurídico nacional.
4
Presentar los métodos y procedimientos para la estimación y medición de las
emisiones atmosféricas y ruido a partir de procesos de generación
termoeléctrica y cogeneración Presentar los métodos y procedimientos para el
monitoreo y estimación de los efectos ambientales de las emisiones atmosféricas
y la difusión del ruido sobre la calidad del aire.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
4
4 4
4
Proveeruna herramienta práctica para la evaluación del componente aire y ruido,
que permita la toma de decisiones respecto a las actividades de generación
termoeléctrica y cogeneración que lo puedan afectar Presentar la estructura del
programa de gestión ambiental, aplicable al componente aire y ruido Agrupar el
marco normativo aplicable para la evaluación ambiental y monitoreo y
seguimiento del recurso aire y ruido, para el sector termoeléctrico y procesos
de cogeneración Presentar el marco normativo internacional de referencia
aplicable para la evaluación ambiental y monitoreo y seguimiento del recurso
aire y ruido, para el sector termoeléctrico y procesos de cogeneración
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999
TAR 1-1
Página 1-2
1.2 CONTENIDO DE LA GUÍA
TAR 4-10 TAR 4-11 TAR 4-12
Normas de calidad del aire Aplicación del principio de rigor subsidiario
Sanciones y medidas de policía
TAR 1
TAR 1-1 TAR 1-2
INTRODUCCIÓN
Presentación Contenido de la guía
TAR 5
TAR 5-1 TAR 5-2 TAR 5-3 TAR 5-4 TAR 5-5 TAR 5-6 TAR 5-7
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN Y COGENERACIÓN TERMOELÉCTRICA
Introducción Turbinas a gas Turbinas a vapor en ciclo Rankine Ciclo combinado
Motores reciprocantes Cogeneración Nuevas tecnologías de generación
TAR 2
TAR 2-1 TAR 2-2 TAR 2-3
INSTRUCCIONES PARA EL USO DE LA GUÍA
Temas básicos de la guía Uso de la guía Recomendaciones
TAR 3
TAR 3-1 TAR 3-2
POLÍTICA Y GESTIÓN AMBIENTAL
Políticaambiental Estructura de gestión ambiental
TAR 6
TAR 6-1 TAR 6-2 TAR 6-3 TAR 6-4 TAR 6-5
TIPOS DE CONTAMINANTES E IMPACTO AMBIENTAL
Introducción Emisiones de contaminantes por combustible Combustibles por
tecnología Fuentes de emisiones atmosféricas Fuentes de ruido
TAR 4
TAR 4-1 TAR 4-2 TAR 4-3 TAR 4-4 TAR 4-5 TAR 4-6 TAR 4-7 TAR 4-8 TAR 4-9
MARCO NORMATIVO
Introducción Constitución Política Nacional Leyes del Congreso de la República
y Decretos con fuerza de Ley Licenciamiento ambiental Competencias y
requerimientos Normatividad sobre el control de la contaminación atmosférica
Normas de emisión de contaminantes Normas sobre calidad de los combustibles
Normas de emisión de ruido
TAR 7
TAR 7-1 TAR 7-2 TAR 7-3 TAR 7-4 TAR 7-5
MEDICIÓN Y EVALUACIÓN DE LAS EMISIONES ATMOSFÉRICAS
Introducción Balances de masa Factores de emisión Medición de las emisiones
Medición del ruido
TAR 8
SISTEMAS DE CONTROL DE EMISIONES ATMOSFÉRICAS Y RUIDO
TAR 2-1 Página 2-3
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999
TAR 8-1 TAR 8-2 TAR 8-3 TAR 8-4 TAR 8-5
Introducción Control de la emisión de material particulado Control de la
emisión de SOx Control de la emisión de NOx Control del ruido
TAR 9
TAR 9-1 TAR 9-2 TAR 9-3 TAR 9-4
MONITOREO Y ESTIMACIÓN DE LOS EFECTOS SOBRE LA CALIDAD DEL AIRE
Introducción Métodos de medición de la calidad del aire Modelos de dispersión
Modelación de los niveles de ruido
TAR 10
GLOSARIOTAR 11
BIBLIOGRAFÍA
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999
TAR 2-1
Página 2-4
2. INSTRUCCIONES PARA EL USO DE LA GUIA 2.1 TEMAS BÁSICOS DE LA GUÍA La guía se
encuentra dividida en 11 capítulos, cuyo contenido se presenta en la Sección
TAR 1-1 (página 1-2). La nomenclatura utilizada para la guía es la siguiente:
Puede encontrar la siguiente información: A partir de una tecnología de
generación de energía y el combustible utilizado
2
aŽ£ aŽ£ aŽ£
TAR 3-4
Identifica la sección dentro del capítulo, entre 0 y 99 Identifica el capítulo
de la guía, entre 1 y 11 Corresponde a proyectos termoeléctricos parte aire y
ruido
Descripción tecnológica Tipos de contaminantes Impacto ambiental originado
En este caso, consulte la TABLA 2- 1, en donde encuentra el número del
capitulo, la sección y el número de página correspondiente. Seleccione el temas
de interés y consulte Por ejemplo: Se requiere consultar los contaminantes
generados por una empresa de generación termoeléctrica, cuya tecnología es
Ciclo combinado, que opera con Gas Natural como combustible : a) Identifique en
la TABLA 2- 1 la tecnología y el combustible correspondiente b) En la misma
tabla ubique la columna correspondiente a los tipos de contaminantes, en ella
encontrará el número del capitulo, la sección y el número de página así: TAR 6
-2 Pág.6-9 c) Consulte el tema de interés
2.2 USO DE LA GUÍA Para hacer uso de la guía, el lector tiene las
siguientesalternativas:
1
Buscar en el “Contenido de la guía” el tema de interés y consultar
TABLA 2- 1 Búsqueda de información a partir de la tecnología de generación
Tecnología Turbina a Gas Combustible Gas Natural Descripción de la tecnología
TAR 5-2 Pág. 5-2 Tipos de contaminantes TAR 6-2 Pág. 6-9 Impacto ambiental TAR
6-1 Pág. 6-2, 6-6 y 6-7
TAR 2-1 Página 2-5
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999
Ciclo Stig
Turbina a Vapor
Ciclo Combinado
Motores
IGCC
AFBC PFBC
Fuel Oíl No 2 Gas Natural Fuel Oíl No 2 Carbón Gas Natural Fuel Oíl No 2 Fuel
Oíl No 6 Crudo de Castilla Biomasa Residuos Pesados Gas Natural Fuel Oíl No 2
Gas Natural Fuel Oíl No 2 Fuel Oíl No 6 Carbón Biomasa Residuos Pesados Carbón
Biomasa Carbón Biomasa
TAR 5-2 Pág. 5-3
TAR 6-2 Pág. 6-9
TAR 5-3 Pág. 5-4
TAR 6-2 Pág. 6-9
TAR 5-4 Pág. 5-5
TAR 6-2 Pág. 6-9
TAR 5-5 Pág. 5-6
TAR 6-2 Pág. 6-9
TAR 5-7 Pág. 5-8
TAR 6-2 Pág. 6-9
TAR 5-7 Pág. 5-9 TAR 5-7 Pág. 5-9
TAR 6-2 Pág. 6-9 TAR 6-2 Pág. 6-9
TAR 6-1 Pág. 6-2, 6-4 a 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2, 6-6 y 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2, 6-4 a
6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2 a 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2 y 6-6 a 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2 y 6-4
a 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2 a 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2 a 6-7 TAR 6-11 Pág. 6-2 a 6-4 y
6-6 a 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2 a 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2, 6-6, y 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2
y 6-4 a 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2 y 6-6 a 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2 y 6-4 a 6-7 TAR 6-1
Pág. 6-2 a 6-7 TAR 6-1 Pág.6-2 a 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2 a 6-4 y 6-6 a 6-7 TAR 6-1
Pág. 6-2 a 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2 a 6-4 y 6-6 a 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2 y 6-7 TAR
6-1 Pág. 6-2 a 6-4 y 6-6 a 6-7 TAR 6-1 Pág. 6-2 y 6-7
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999
TAR 2-2
Página 2-6
3
aŽ£ aŽ£ aŽ£ aŽ£
A partir de un tipo de contaminante atmosférico, generado en el proceso de
generación termoeléctrica
Puede encontrar la siguiente información:
Métodos para la medición y estimación de la emisión del contaminante dado
Métodos para realizar el monitoreo y la estimación sobre la calidad del aire
del contaminante dado La normatividad nacional vigente y la normatividad
internacional sobre emisiones y calidad del aire del contaminante dado Los
sistemas utilizados para el control del contaminante dado.
En este caso consulte la TABLA 2- 2 en donde encuentra el número del capitulo,
la sección y el número de página correspondiente, seleccione el temas de
interés y consulte Por ejemplo : Siguiendo con el caso de una planta en ciclo
combinado que opera con Gas Natural, se requiere conocer la normatividad
vigente sobre calidad del aire para los NOx a) Identifique en la TABLA 2- 2 la
columna correspondiente a la normatividad b) En la misma tabla ubique la
columna correspondiente a los NOx, en ella encontrará el número del capitulo,
la sección y el número de página así: TAR 4 -10 Pág.4-16 c) Consulte el tema de
interés
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos deCogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999
TAR 2-2
Página 2-7
TABLA 2- 2 Búsqueda de información a partir del contaminante
Parámetro Emisiones: Balances de masa Factores de emisión TAR 7-2 Pág.7-2 y 7-6
TAR 7-3 Pág. 7-9 a 7-18 -------TAR 7-3 Pág. 7-9 a 7-17 TAR 7-2 Pág.7-2 y 7-6
TAR 7-3 Pág. 7-9 a 7-17 TAR 7-3 Pág. 7-6 TAR 7-4 Pág. 7–12 y 7-17
----- ----- --------------TAR 7-5 Pág. 7-38 a 7-41 Partículas NOx SOx Otras
sustancias Ruido
Medición directa de las TAR 7-4 Pág. 7-21, 7-27 a TAR 7-4 Pág. 7–21 y 7-32 a
TAR 7-4 Pág. 7-21, 7-29 a TAR 7-4 Pág. 7–36 y 7-37 emisiones 7-28 y 7-36 a 7-37
7-37 7-31, 7-35 y 7-37 Calidad del aire Medición Estimación Normatividad Emisiones
Calidad del aire Sistemas de control TAR 4-7 Pág. 4-11 TAR 4-10 Pág. 4-16 TAR
8-2 Pág. 8-2 a 8-6 TAR 9-2 Pág. 9-2, 9-4 a 9-5 TAR 9-2 Pág. 9-2, 9-6 a 9-7 y
TAR 9-2 Pág. 9-2, 9-5 a 9-6 TAR 9-2 Pág.9-2 y 9-10 y 9-9 a 9-10 9-9 a 9-10 y
9-10
-------------
TAR 9-3 Pág. 9-11 y 9-21 a TAR 9-3 Pág. 9-11 y 9-21 a TAR 9-3 Pág. 9-11 y 9-21
a TAR 9-3 Pág. 9-11 y 9-21 a TAR 9-4 Pág. 9-25 a 9-24 9-23 9-23 9-23 9-28 TAR
4-7 Pág. 4-12
Guías del Banco Mundial
TAR 4-7 Pág. 4-11 TAR 4-10 Pág. 4-16 TAR 8-3 Pág. 8-7 a 8-8
------------TAR 4-10 Pág. 4-16 ---------
------------TAR 4-9 Pág. 4-13 a 4-15 TAR 8-5 Pág. 8-13 a 8-16
TAR 4-10 Pág. 4-16 TAR 8-4 Pág. 8-9 a 8-12
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999
TAR 2-2
Página 2-8
2.3RECOMENDACIONES La GUÍA no sustituye ni simplifica los procesos de gestión
ambiental establecidos por las autoridades ambientales. La GUÍA unifica y
agiliza criterios para el desarrollo del
sistema de gestión ambiental. Para la aplicación de cualquier método de
medición y estimación de los diferentes parámetros propuestos en la GUÍA, es
importante que el usuario se ubique dentro del contexto del proyecto
particular, analizando las condiciones, técnicas, operativas y ambientales
específicas, determinando la validez de la aplicación en cuestión. Para la
ampliación de los conceptos, métodos y normas, el lector podrá tomar como referencia la
bibliografía citada entre paréntesis cuadrado y listada en el capitulo 11 u
otras fuentes especializadas. La GUÍA contiene las normas ambientales vigentes
al momento de su edición, el usuario deberá revisar periódicamente los cambios
realizados a las normas ambientales por la autoridad competente.
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999
TAR 3-1
Página 3-9
3. POLÍTICA Y GESTION AMBIENTAL 3.1 POLÍTICA AMBIENTAL Desde la constitución
política de 1991, Colombia
enmarca su política ambiental en el principio de desarrollo humano sostenible y
asigna al Estado y a todas las personas la obligación de proteger y conservar
los recursos naturales de la Nación (Constitución Nacional artículos 79, 80 y
95). Las acciones encaminadas a proteger, conservar y recuperar el medio
ambiente son tarea conjunta entre elEstado, el sector privado, la comunidad y
las organizaciones no gubernamentales. • Políticas de producción limpia De
acuerdo con la Política Nacional Ambiental fijada mediante el documento CONPES
2750 de 1994, la promoción de una producción limpia conducirá a un cambio
tecnológico que permitirá reorientar las tendencias no sostenibles de la
producción, la optimización de procesos productivos y los sistemas de gestión
ambiental. El objetivo es introducir la dimensión ambiental en los sectores
productivos y
reorientarlos hacia formas de gestión y uso de tecnologías ambientalmente
limpias, que aumenten la eficiencia en el uso de recursos energéticos e
hídricos, sustituyan insumos, optimicen procesos o modifiquen productos y
reduzcan la producción de desperdicios [38].
políticas de producción limpia. Específicamente para el sector eléctrico
colombiano se pueden mencionar los siguientes convenios [34]:
“Convenio marco de concertación para una producción limpia”
Establece los lineamientos básicos para la elaboración de convenios de
concertación sectoriales. Participantes: el Gobierno Nacional, a través del
Ministerio del Medio Ambiente, los Gremios Empresariales y el sector Público
Minero Energético Fecha: 5 de junio de 1995
“Convenio Interadministrativo entre el Ministerio del Medio Ambiente y el
Ministerio de Minas y Energía”
Establece entre sus objetivos adelantar la ejecución de la política
minero-energética de modernización y reconversión industrial y ambiental, así
como realizar accionesefectivas y eficaces en relación con el manejo,
aprovechamiento, conservación, recuperación y protección de los recursos
naturales y el medio ambiente, y adoptar métodos de explotación y producción
sostenibles. Se define entre las áreas prioritarias de acción el programa de
producción limpia. Fecha: 20 de septiembre de 1995
“Convenio de Concertación para una Producción más Limpia con el Sector
Eléctrico”
Establece un acuerdo de voluntades que apoyará acciones concretas y precisas
que conduzcan al mejoramiento de la gestión pública y empresarial y al control
y reducción de la contaminación. Participantes: el Ministerio del Medio
Ambiente y el Ministerio de Minas y Energía y las empresas públicas y privadas
del Sector Eléctrico Colombiano Fecha: 29 de octubre de 1997
La política de producción limpia, enfocada hacia el sector energético, tiende a
fomentar el uso de energéticos más limpios como el gas, al manejo de la demanda
final de energía mediante el aumento en la eficiencia energética y uso
racional, y al fomento de fuentes no convencionales, como las briquetas de
carbón y la leña procedente de bosques dendroenergéticos, sistemas a base de
energía solar y eólica, siempre y cuando sean viables económica y
ambientalmente. Se dará prioridad al control de las emisiones atmosféricas y
manejo de residuos sólidos de las plantas termoeléctricas y a la reforestación
de las cuencas aportantes a proyectos hidroeléctricos. • Convenios de
producción limpia Con base en el principio de desarrollo humanosostenible, se han
establecido convenios que propenden por el establecimiento de
Dentro de los compromisos adquiridos a través de estos convenios, por el sector
termoeléctrico, se tiene la formulación de un programa de reconversión a
tecnologías limpias del parque térmico colombiano con base en el planeamiento
estratégico sectorial. Para tal fin, ECOCARBON y la UPME (Unidad de
Planeamiento Minero Energético), emprendieron el trabajo relacionado con la
formulación estratégica del Plan de Reconversión a Tecnologías Limpias PRTL, el
cual dentro de sus objetivos comprende la elaboración de un diagnóstico de la
TAR 3-1 Página 3-10
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999
situación tecnológica, ambiental y de gestión de las empresas asociadas al
parque térmico colombiano y estructurar un programa de gestión institucional
para apoyar el desarrollo del PRTL, la definición de políticas y normas
ambientales, la capacitación y la asistencia técnica, entre otros [13]. Como resultado de este planteamiento estratégico, el PRTL
propone las siguientes cinco estrategias:
5
Diseñar los mecanismos e instrumentos económicos para garantizar la viabilidad
y sostenibilidad económica y financiera del
PRTL.
1
Definir las especificaciones técnicas de los equipos y sistemas necesarios para
realizar la actualización y reconversión tecnológica en cada una de las plantas
del parque termoeléctrico nacional,
consideradas en el universo de trabajo parala formulación preliminar del PRTL.
2
Elaborar un proyecto de reglamentación ambiental, con un enfoque que considere
su carácter ecosistémico de integralidad, equidad y gradualidad, aplicable
específicamente a la generación de energía termoeléctrica en el país.
3 4
Elaborar una propuesta de objetivos y metas de calidad ambiental en las áreas
de influencia de las plantas termoeléctricas actuales y en las áreas afectables
por futuros proyectos.
Definir las estructuras administrativas, los perfiles y la organización del recurso humano para la ejecución eficiente del PRTL y el
mejoramiento de la gestión ambiental subsectorial.
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999
TAR 3-1
Página 3-11
3.2 ESTRUCTURA DE GESTIÓN AMBIENTAL Un sistema de gestión ambiental industrial
busca que las empresas (en especial de generación eléctrica y cogeneración),
incorporen a la actividad cotidiana de producción y comercialización
estrategias ambientales de prevención de la contaminación y aprovechamiento
sustentable de los recursos naturales y que lo hagan de manera integral más
allá de lo que exige la normatividad vigente. Esto es, que tome en cuenta el
proceso productivo de manera integral, desde la provisión de insumos hasta la
disposición de residuos, pasando por las diferentes etapas del proceso. Para el cumplimiento de este
objetivo, se establecen políticas que buscan concientizar a los responsables de
la operación yfuncionamiento de las plantas y a los niveles de dirección
respectivos, sobre la importancia de su participación en la protección del
medio ambiente. A la vez se plantean una serie de acciones y medidas a tomar en
cuenta, susceptibles de favorecer el desarrollo de dicha capacidad de gestión.
Las políticas proporcionan a los directivos de las plantas y a los técnicos
responsables de la elaboración y aplicación del respectivo sistema de gestión ambiental
(SGA), elementos para que éste responda adecuadamente a los propósitos fijados.
Las políticas unifican y simplifican los procedimientos de evaluación y
solución de los problemas ambientales en un solo esquema integrado al rededor
de la operación eficiente, limpia y segura de las cadenas productivas y
comerciales de la planta. Las políticas para la elaboración y desarrollo del SGA
se deben diseñar de tal manera que el sistema pueda ser conducido con el apoyo
de cualquier sistema de administración ambiental, a seleccionar por la planta.
Los requisitos mínimos de dicho sistema pueden ser cumplidos siguiendo
estándares internacionales del tipo ISO-14000, Eco-Management and Audit Scheme
(EMAS), Responsabilidad Integral, Calidad Total, etc.(Ver FIGURA 3 - 1) [24].
DIAGNÓSTICO AUDITORÍA AMBIENTAL EXTERNA/INTERNA
SISTEMA DE GESTIÓN AMBIENTAL
PLANIFICACIÓN
IMPLEMENTACIÓN
CONTROL
MEJORAMIENTO CONTÍNUO
SISTEMA DE CALIDAD
FIGURA 3 - 1 Puesta en marcha de un sistema de gestión ambiental
Planificación
Para la elaboración de un sitema de gestión en unaplanta, ésta deberá
inicialmente hacer un diagnóstico de su capacidad de
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999 TAR 4-1 Página 4-12
1
gestión y desempeño ambiental, tomando en cuenta los trabajos y acciones que
requiere para el adecuado impulso del mismo. Para
esto deberá: Ï• Determinar si cuenta con una política ambiental propia o si
está dispuesta a formularla. Esta política debe contemplar la gestión ambiental
como uno de los
medios idóneos para incorporar a sus costos totales los costos ambientales que
se derivan de su proceso productivo. Ï• Determinar si está dispuesta a
priorizar la prevención de la contaminación a lo largo del proceso. Ï• Establecer si tiene
condiciones para desarrollar un sistema de administración ambiental, en que
plazo y bajo que términos. Este sistema incluye la adopción de medidas para la
realización periódica de auditorías internas o externas del desempeño ambiental de la planta. Ï•
Establecer si puede desarrollar programas de capacitación de personal en
materia de protección ambiental, control de riesgos y participación en
contingencias ambientales. Ï• Establecer la posibilidad de comunicar sus
compromisos ambientales, consignados en el SGA, a la totalidad de su personal y
por medios idóneos a la comunidad.
Ï• Estudiar nuevos procesos de reutilización de insumos o productos en el
proceso de generación de energía. Ï• Evaluar periódicamente los avances en el
abatimiento de la carga ambiental de laplanta mediante la implementación de un
sistema de monitoreo y seguimiento de los parámetros ambientales. Ï• Establecer
programas específicos para el mantenimiento de equipos y maquinaria que
utilizan combustibles fósiles (calderas, hornos, etc.). Ï• Promover la
capacitación del
personal para intervenir con efectividad en los programas de prevención de contaminación
en la planta. Ï• Establecer un subprograma de protección ambiental contra
contingencias o emisiones fugitivas en el abastecimiento de energéticos y
materias primas. Ï• Realizar estudios de análisis de riesgo y simulación de
eventos contingentes relacionados con las actividades anteriores. Ï• Promover
el almacenamiento limpio y seguro de combustibles y materias primas. Ï• Reducir
las emisiones de NOx, SO2, CO y residuos industriales por medio de la
utilización de tecnologías limpias. Ï• Reducir las emisiones del CO2 mediante el aumento de la eficiencia
de la combustión o transformación de energía.
Ï• Promover la cooperación y la relación responsable con la
Implementación
Para la implementación de un SGA en una planta de generación termoeléctrica o
cogeneración, se deberán realizar las siguientes acciones: Ï• Establecer un
subprograma de actividades de minimización de producción de emisiones
contaminantes y material particulado con metas a corto, mediano y largo plazo.
Ï• Establecer prioridades de atención sobre fuentes de generación de
contaminantes. Ï• Incorporar, adaptar o desarrollar tecnologías, procedimientos
y formas de organización deltrabajo para depurar los procesos.
comunidad, informándola y en caso de alto riesgo, preparándola para una contingencia.
Control
TAR 4-1 Página 4-13
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999
1
Se debe establecer y mantener un procedimiento documentado para evaluar con
regularidad el funcionamiento del sistema de gestión ambiental de la planta,
teniendo en cuenta las características claves de las operaciones y actividades
que puedan tener un impacto significativo en el medio ambiente. Tal
procedimiento debe incluir un registro de la información para hacer seguimiento
al desempeño, controles operativos relevantes y conformidad con los objetivos y
políticas ambientales de la planta. Adicionalmente, se deberá establecer y
mantener un procedimiento documentado para evaluar periódicamente la conformidad
con la legislación y las regulaciones ambientales pertinentes. Se pueden
establecer indicadores ambientales, para el monitoreo y seguimiento de los
impactos y la efectividad del SGA.
Mejoramiento continuo Con base en los resultados obtenidos mediante los
mecanismos de control se pretende lograr el realce del PGA, con el propósito de lograr un
mejoramiento en el desempeño ambiental global, en concordancia con la política
ambiental de la planta.
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999
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1
4. MARCO NORMATIVO 4.1 INTRODUCCIÓN Lalegislación ambiental referida al
componente atmosférico y aplicable a los procesos de generación termoeléctrica
y de cogeneración, se encuentra, principalmente, en el siguiente marco
normativo:
La Constitución Política Nacional, marco legal y político de carácter supremo
que recoge gran parte de los enunciados fundamentales sobre manejo y
conservación del
medio ambiente.
d
Las Normas sobre calidad del aire, emisiones atmosféricas, emisión de ruido y
calidad de los combustibles, pues representan límites permisibles, establecidos
para garantizar la preservación de la calidad del medio ambiente, los recursos
naturales renovables y la salud humana. Todas estas normas se encuentran dentro
de un conjunto de decretos y resoluciones reglamentarias aplicables a los
procesos de generación termoeléctrica.
a b c
Constitución Política Nacional
Leyes del Congreso de la República, Decretos del Gobierno con fuerza de Ley
Las Leyes del Congreso de la República y decretos con fuerza de ley, Decretos
ley del Gobierno Nacional, constituyen las normas básicas y políticas a partir
de las cuales se desarrolla la reglamentación especifica o normatividad.
MARCO LEGAL AMBIENTAL
El Licenciamiento Ambiental, puesto que la licencia ambiental es el instrumento
de gestión y planificación que existe para prevenir, mitigar, corregir,
compensar y manejar los efectos ambientales producto del desarrollo de
cualquier obra o actividad. Dentro del licenciamiento ambiental, se considera
lo concerniente a los permisosde emisión atmosférica.
Licenciamiento Ambiental, Permiso de Emisiones
Normas sobre: Calidad del aire, Emisiones, Combustibles, Ruido
FIGURA 4- 1 Marco legal ambiental
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999
TAR 4-1
Página 4-15
1
4.2 CONSTITUCIÓN POLÍTICA NACIONAL Establece los principios y derechos
fundamentales, colectivos del medio ambiente, es el marco legal y político de
carácter supremo para el país y del cual deriva la política ambiental.
PRINCIPALES ASPECTOS AMBIENTALES DE LA CONSTITUCIÓN
Artículo 79
Sobre el derecho de las personas a gozar de un ambiente sano.
Artículo 80
Sobre la protección de las riquezas del
estado, la planificación del manejo y
aprovechamiento de los recursos naturales renovables, dentro del
criterio del
desarrollo sostenible.
Artículo 1
Sobre la prevalencia del
interés general sobre el particular.
Artículo 95 Artículo 8
Sobre la obligación del
estado y de las personas de proteger las riquezas naturales y culturales de la
nación.
Sobre el deber de los colombianos de proteger los recursos culturales y
naturales del
país y velar por la conservación de un ambiente sano.
Artículo 215 Artículo 49
Sobre la obligación del
estado de garantizar la salud y el saneamiento ambiental.
Sobre el estado de emergencia cuando sobrevengan hechos que perturben o
amenacen perturbar en forma grave e inminente, entre otros, el orden ecológico del país.
Artículo 58Sobre la propiedad privada: función social obligaciones inherentes,
función ecológica.
y
Artículo 67
Sobre la educación, como un derecho de las personas, “Se formará al colombiano
entre otros, para la protección del ambiente …”
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
Ruido Versión 01 Enero de 1999 TAR 4-2 Página 4-16
1
4.3 LEYES DEL CONGRESO DE LA REPÚBLICA Y DECRETOS CON FUERZA DE LEY
Establece las normas generales que sirven de base a las disposiciones y
reglamentaciones necesarias para preservar, restaurar y mejorar las condiciones
sanitarias en lo que se relaciona con la salud humana.
Ley 23 de 1973
Mediante la cual se conceden facultades extraordinarias al presidente de la
república para expedir el Código de Recursos Naturales y de Protección al Medio
Ambiente.
Ley 99 de 1993
Crea el Ministerio del Medio Ambiente y reordena el sector público encargado de
la gestión y conservación del
medio ambiente y los recursos naturales renovables. Organiza el Sistema
Nacional Ambiental SINA.
Ley 2811 de 1974 Código Nacional de Recursos Naturales y de Protección al Medio
Ambiente
Enuncia los principios generales sobre el aprovechamiento y utilización de los
recursos naturales renovables y la conservación del medio ambiente en desarrollo de
actividades o proyectos de transformación de la base natural.
Ley 09 de Nacional
1979:
Código
Sanitario
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
RuidoVersión 01 Enero de 1999
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4.4 LICENCIAMIENTO AMBIENTAL La licencia ambiental es la autorización que
otorga la autoridad ambiental competente, para la ejecución de un proyecto,
obra o actividad que pueda causar deterioro grave al medio ambiente, y en la
que se establecen los requisitos, obligaciones y condiciones que el
beneficiario de la Licencia debe cumplir para prevenir, mitigar, corregir,
compensar y manejar los efectos ambientales de la actividad, obra o proyecto
autorizado. El Decreto 1753 de 1994, mediante el cual fueron reglamentadas las
Licencias Ambientales, definió la naturaleza, modalidades y efectos de las
mismas sobre los beneficiarios y los procedimientos para su diligenciamiento y
competencias. Se establece como requisito previo
a la expedición de licencia ambiental la elaboración y presentación del Diagnóstico
Ambiental de Alternativas (DAA), y los Estudios de Impacto Ambiental (EIA),
señalando los casos en los cuales se requiere. La Licencia Ambiental llevará
implícitos todos los permisos autorizaciones y concesiones de carácter
ambiental, necesarios para el desarrollo de la obra o actividad. (Decreto - Ley
2150 de 1995, Resolución 655 de 1996).
In ic ia c ió n d e l tr á m ite
sí
R e q u ie r e D A A 3 0 d ía s
T é r m in o s d e r e fe r e n c ia D A A
NO
P r e s e n ta c ió n d e l DAA
T é r m in o s d e r e fe r e n c ia E IA 6 0 d ía s
E le c c ió n d e a lte r n a t iv a 6 0 d ía s
P r e s e n ta c ió n d e l E IA
D e cis ió n d e o to r g a r o n e g a r la lic e n c ia a m b ie n ta l 6 0 a
1 2 0 d ía s
R e q u e r im ie n to s a d ic io n a le s a l in t e r e s a d o 3 0 d ía s
SI
P r e s e n ta c ió n d e in f o r m a c ió n a d ic io n a l
NO
S o lic itu d d e c o n c e p t o s té c n ic o s a o tr a s e n tid a d e s 1
5 d ía s
SI
E n tr e g a d e c o n c e p to s o tr a s e n t id a d e s 6 0 d ía s
E x p e d ic ió n a u to q u e d e c la r a r e u n id a t o d a la in f o r m
a c ió n
En cuanto a los establecimientos industriales que operaban con anterioridad a
1993, se les exime de Licencia Ambiental, pero no se encuentran exentos del
cumplimento de las normas ambientales y de la obtención de los permisos
ambientales respectivos (Régimen de transición Decreto 1753 de 1994).
NO
NOTA: LA DURACIÓN DEL TRÁMITE CORRESPONDE A DÍAS HÁBILES
FIGURA 4- 2 Trámites para obtener la licencia ambiental
Normas aplicables: Ley 99/93, Decreto 1753/94 Decreto Ley 2150/95, Resolución
655/96.
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4.5 COMPETENCIAS Y REQUERIMIENTOS 4.5.1 Competencias Para proyectos de
generación eléctrica, el otorgamiento de la Licencia Ambiental corresponde a: •
• El Ministerio del Medio Ambiente, para centrales de generación que excedan
100000 kw de capacidad instalada. Las Corporaciones Autónomas Regionales CAR,
para centrales de generación de menos de 100000 kw decapacidad instalada.
Entidades territoriales delegatarias de las CAR. Algunos municipios y distritos
cuya población urbana sea mayor a un millón de
habitantes, dentro del
perímetro de su jurisdicción y en los mismos casos en los que las CAR es
competente. Requerimientos Diagnóstico Ambiental de Alternativas (DAA): tiene como objetivo suministrar
la información para evaluar y comparar las diferentes opciones, que presente el
peticionario, bajo las cuales sea posible desarrollar un proyecto, obra o
actividad. Se requiere para proyectos de generación eléctrica cuya capacidad a
instalar sea superior a 50000 kw . (Decreto 1753/94 Art. 17) Estudio de Impacto
Ambiental (EIA): contiene información sobre la localización del
proyectos y los elementos del
medio que puedan sufrir deterioro por la respectiva obra o actividad, y la
evaluación de los impactos que puedan producirse. Incluye el diseño de los
planes de prevención, mitigación, corrección y compensación de impactos y el
Plan de Manejo Ambiental de la obra o actividad. Se exige a todos los casos que
requieren Licencia Ambiental de acuerdo con la ley y los reglamentos. (Ley
99/93 Art. 57) Permiso de emisión atmosférica: es la autorización que concede
la autoridad competente, como parte de la Licencia Ambiental para que una
persona natural o jurídica, pública o privada, dentro de los límites permisibles
establecidos en
las normas ambientales emisiones al aire.
respectivas,
pueda
realizar
Requieren permiso de emisión atmosférica, entre otrasactividades: • La
operación de calderas o incineradores por un establecimiento industrial o
comercial. • La operación de plantas termoeléctricas. Se requiere el permiso
para industrias, obras, actividades o servicios que cuenten con calderas y
hornos cuyo consumo nominal de combustible sea igual o superior a: a) Carbón
mineral b) Bagazo de caña c) Cualquier combustible líquido 500 kg / h 3000 ton
/ año 100 gal /h
• •
4.5.2 •
Específicamente, las calderas u hornos que utilicen como combustible gas
natural o gas licuado de petróleo en un establecimiento comercial o industrial,
o para la operación de plantas termoeléctricas, calderas, turbinas y motores,
no requieren permiso de emisión atmosférica.
Normas aplicables: Decreto 948/1995, Resolución 655 de 1996, Decreto 1697/
1997, Resolución. 0619/97
•
•
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4.6 NORMATIVIDAD SOBRE CONTROL DE CONTAMINACIÓN ATMOSFÉRICA Como se mencionó
anteriormente, las normas de calidad del aire, emisiones atmosféricas, emisión
de ruido y calidad de los combustibles representan límites permisibles,
establecidos para garantizar la preservación de calidad del ambiente, los
recursos naturales renovables y la salud humana. Todas estas normas se
encuentran dentro de un conjunto de decretos y resoluciones que son aplicables
a los procesos de generación termoeléctrica. 4.6.1 Ley 9 de 1979 Código
Sanitario Nacional CódigoSanitario, en materia de emisiones atmosféricas y
ruido contiene la siguiente normatividad, aplicable al sector termoeléctrico:
Decreto 02 1982: por medio del cual se establecen normas de calidad del aire,
los métodos y frecuencias para la medición de contaminación del aire, altura
mínima de chimenea, normas de emisión de partículas para calderas a base de
carbón y altura mínima de chimenea requerida, en la combustión en hornos y
calderas de combustibles sólidos o líquidos que contengan dióxido de azufre.
Resolución 08321 de 1983: establece las normas sobre protección y conservación
de la audición. Niveles máximos permisibles, normas de emisión de ruido para
fuentes emisoras y valores límite permisibles para ruido de impacto.
Para obtener el permiso de emisión atmosférica se requiere presentar a la
autoridad ambiental competente o a quien esta delegue, la siguiente
información: • • • • • • Nombre o razón social del solicitante y del
representante legal Localización Fecha de iniciación / terminación de
actividades Concepto sobre uso del suelo expedido por la autoridad competente
indicando compatibilidad entre actividad u obra proyectada y el uso permitido
del suelo Información meteorológica del área Descripción y especificaciones
técnicas de la actividad, diagrama de flujo, puntos de descarga de emisiones,
caracterización de los puntos de emisión, descripción y planos de los ductos,
chimeneas o fuentes dispersas e indicación de sus materiales, medidas y
características técnicas Información sobre producción,actual y futura y planes
de expansión en 5 años Descripción de los combustibles utilizados Diseño de los
sistemas de control de contaminación atmosférica Indicación sobre utilización
de control al final del proceso, tecnologías limpias o ambas. Las plantas
termoeléctricas, requieren además, estudios técnicos de dispersión. Diligenciar
el formulario de estado de emisiones IE-1.
• • • • • •
Normas aplicables: Decreto 948/1995, Resolución 1351 de 1995.
Requisitos para obtener permiso de emisiones atmosféricas
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Resolución 03194 de 1983: establece y describe el método colorimétrico como
método de referencia para el análisis de dióxido de nitrógeno (24 horas), en el
aire ambiente. (Método EPA Apéndice F Parte 50) [16]. Resolución 19622 de 1985:
adopta y describe el método de la Pararosanilina para la evaluación de dióxido
de azufre en el aire ambiente, expresado como
SO2. (Método EPA Apéndice A Parte 50) [16]. Resolución 2308 de 1986: establece
y describe el método gravimétrico (Alto Volumen) como método de referencia para el análisis de
partículas en suspensión en el aire ambiente. (Método EPA Apéndice B Parte 50)
[16]. 4.6.2 Ley 99 de 1993 Por la cual se crea el Ministerio del Medio Ambiente
y se reordena el sector público encargado de la gestión y conservación del
medio ambiente y los recursos naturales renovables, se reorganiza el Sistema
NacionalAmbiental, SINA, y se dictan otras disposiciones. En materia de
emisiones atmosféricas y ruido contiene la siguiente normatividad, aplicable al
sector termoeléctrico: Decreto 948 de 1995: define el marco de acciones y los
mecanismos de que disponen las autoridades ambientales para mejorar y preservar
la calidad del aire, evitar y reducir el deterioro del medio ambiente, los
recursos naturales renovables y la salud humana, ocasionados por la emisión de
contaminantes químicos y físicos al aire.
Resolución 08321 de 1983 Ruido
Ley 09 de 1979 Código Sanitario Nacional
Decreto 02 de 1982 Aire
Resolución 03194 de 1983 Análisis de NOx Resolución 19622 de 1985 Análisis de
SO2 Resolución 2308 de 1986 Análisis de partículas
Ley 99 de 1993
Decreto 948 de 1995 Aire
Decreto 2107 de 1995 Modifica el Decreto 948/95
Decreto 1697 de 1997 Modifica el Decreto 948/95
Resolución 1351 de 1995 IE-1
Resolución 1619 de 1995 IE-1
Resolución 1351 de 1995 Combustibles
Resolución 441 de 1997 Fecha límite expedición normas
Resolución 0623 de 1998 Combustibles
Resolución 0619 de 1997 Permisos de emisión
Resolución 415 de 1998 Combustibles
FIGURA 4- 3 Normatividad sobre control de contaminación
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Entre los aspectos más importantes del Decreto 948/95 se tienen:
1 2 3
Normas sobre el contenido de azufre del Fuel Oíl N° 6 para calderas y hornos
Normas decalidad del carbón mineral para su utilización en hornos y calderas
(Modificado Res. 0623/98) Normas generales para la utilización de combustibles:
registro de consumo, certificación de calidad de combustibles líquidos, toma de
muestras de combustibles en establecimientos industriales y comerciales.
1 2 3 4 5 6 7 8
Establece las funciones de las autoridades ambientales en relación con la
calidad y el control de la contaminación del aire Establece la vigilancia y
control del cumplimiento de las normas para fuentes fijas Establece los
requisitos para obtener permisos de emisión para fuentes fijas: solicitud,
trámite, vigencia y renovación Establece la obligatoriedad del informe de
estado de emisiones Clasificación de contaminantes las industrias o actividades
Resolución 1351 de 1995: por la cual se adopta la declaración denominada Estado
de Emisiones (IE-1), que se adjunta a esta resolución, para cumplir con los
requisitos y fines previstos en el Art. 97 del
decreto 948/95: vigilancia y control del
cumplimiento de las normas para fuentes fijas.
Clasificación de sectores de restricción de ruido
Términos para la adopción de tecnologías limpias
Medios y medidas de policía y régimen de sanciones
Decreto 2107 de 1995: modifica parcialmente el Decreto 948/95 que contiene el
reglamento de protección y control de la calidad del aire:
1 2 3
Modifica el Art. 25 : prohibición del uso de
aceites pesados Modifica del inciso 1 del
Art. 98: aplicación de normas y estándares para fuentes fijasModifica el inciso
1 del Art.
99: extensión de plazos para la adopción de tecnologías limpias
Resolución 898 de 1995: por la cual se regulan los criterios ambientales de
calidad de los combustibles líquidos y sólidos utilizados en hornos y calderas
de uso comercial e industrial y en motores de combustión interna de vehículos
automotores:
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Modifica el Parágrafo 3 del Art. 100: clasificación de industrias o actividades
contaminantes
Decreto 1697 de 1997: modifica parcialmente el Decreto 948/95, sobre protección
y control de la calidad del aire:
Resolución 1619 de 1995: se desarrollan parcialmente los artículos 97 y 98 del decreto 948/95.
(modificados por el Decreto 2107/95): Fecha límite para la rendición del informe del
estado de emisiones para termoeléctricas y otras industrias y para la fijación
de normas y estándares a que se deben sujetar las fuentes fijas de emisión de
contaminantes. (Este último fue revocado por la Resolución 441/97). Resolución
441 de 1997: revoca el artículo 2 de la resolución 1619 de 1995, el cual fija
como fecha límite el 1 de Junio/97 para expedir las normas para fuentes fijas
de emisión. Resolución 0619 de 1997: establece cuales son las industrias,
obras, actividades o servicios que requieren permiso de emisión atmosférica y
se establecen parcialmente los factores a partir de los cuales se requiere
dicho permiso, parafuentes fijas.
1 2 3
Modifica el Art. 24: combustión lubricantes de desecho,
de
aceites
Modifica el Art. 40: contenido de plomo, azufre y otros contaminantes en los
combustibles Adiciona al Art. 73: omisión del permiso de emisiones cuando se
operen calderas, hornos, plantas termoeléctricas con calderas, turbinas y
motores con gas natural o gas licuado de petróleo
Resolución 415 de1998: establece los casos en los cuales se permite la
combustión de los aceites de desecho y las condiciones técnicas para realizar
la misma Resolución 0623 de 1998: modifica parcialmente la Res. 898/95 que
regula los criterios ambientales de calidad de los combustibles utilizados en
hornos y calderas y en motores de combustión interna:
1 2 3
Modifica el Art. 6: calidad del carbón o sus
mezclas para su utilización como
combustible Modifica el Art. combustibles 9: registro de consumo de
Deroga el Art. 13: sistemas de control de combustión para calderas de 200 o más
BHP (Boiler Horse Power), hornos de más de 10000000 Kcal/h)
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4.7 NORMAS DE EMISIÓN DE CONTAMINANTES La norma de emisión de contaminantes es
el valor de descarga permisible, establecido por la autoridad ambiental, con el
objeto de preservar la calidad del aire. Las normas de emisión aplicables a los
procesos de generación termoeléctrica se encuentran en el Decreto 02/82. Previo
a la aplicación de estasnormas, es necesario tener en cuenta algunos criterios
técnicos de acuerdo con las características de la fuente. CRITERIOS PREVIOS A
LA APLICACIÓN DE LAS NORMAS DE EMISIÓN Las normas están establecidas para una
altura del punto de descarga o altura de referencia, que es aquella que se
compara con la altura real del punto de descarga de una fuente fija de
contaminación, para modificar la norma de emisión. Los puntos de descarga de
contaminantes al ambiente, en ningún caso podrán estar localizados a una altura
inferior a quince (15) m desde el suelo, o a la señalada como
mínima en cada caso, según las normas del
decreto. Las normas previstas son referidas a condiciones estándar (25°C y 760
mm Hg), por lo que, cuando la fuente esté ubicada a una altura diferente las
normas se deben corregir a esta nueva altura, según procedimiento descrito en
el Art. 42 y 43 del
Decreto 02 de 1982. Los factores de corrección de las normas de emisión para
calderas con puntos de descarga cuya altura sea diferente a la altura de
referencia se presentan en la TABLA 4- 1. TABLA 4- 1 Altura mínima del punto de descarga.
Consumo de calor Millones de kilocalorias por hora Reducción o adición en
kg/106 kcalorias por cada metro de aumento o disminución con respecto a la
altura de descarga con respecto a la altura de referencia aˆ†E Altura mínima
del punto de descarga (m)
10 o menos 25 50 75 100 200 300 400 500 750 1000 2000 o más
Decreto 02/82
Zona Urbana 0,050 0,040 0,030 0,020 0,015 0,010 0,006 0,005 0,004 0,003 0,025
ZonaRural 0,075 0,065 0,060 0,042 0,032 0,022 0,013 0,011 0,009 0,007 0,006
15 15 20 20 30 30 40 40 50 60 80 100
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4.7.1 Normas de emisión de partículas El Decreto 02/82 reglamenta la emisión de
partículas para algunas fuentes fijas, entre las que se encuentran las calderas
a base de carbón. La norma se basa en el consumo calorífico, la emisión se
expresa en kilos de partículas emitidos por millón de kilocalorías consumidas
por hora, como
se observa en la TABLA 4- 2. Los valores presentados corresponden a fuentes
ubicadas a nivel del
mar y para alturas de descarga iguales a la altura de referencia indicada, por
lo tanto, cuando no se den estas condiciones es necesario aplicar los factores
de corrección descritos en el art. 43, 51 y 52 del Decreto 02/82. El cumplimiento de esta
norma no es obligatorio durante los periodos de puesta en marcha, parada y
soplado de cenizas, siempre y cuando cada uno de ellos no exceda de 45 minutos
cada 24 horas. 4.7.1.1 Normas de emisión de dióxido de azufre El Decreto 02/82
reglamenta la emisión de dióxido de azufre para algunas fuentes fijas, entre
las que se encuentran las calderas, hornos y equipos que utilicen combustible
sólido o líquido tales como carbón, Fuel Oíl, kerosene, Diesel Oíl o petróleo
crudo. La TABLA 4- 3, muestra la presentación de esta norma. Los sistemas
descritos, que utilicen combustibles sólidos o líquidos con uncontenido
ponderado de azufre como el indicado en la TABLA 4- 3 no pueden emitir al aire
ambiente gases provenientes de su combustión, por una chimenea cuya altura sea
inferior a la señalada.
TABLA 4- 2 Normas de emisión de partículas
Máxima emisión permisible de partículas (kilos/millón de kilocalorías)
Zona rural : • E = 0,30 P –0,321 • E = 6,29 • E = 0,6 Zona urbana • E = 2,0
-0,348 • E = 4,46 P • E = 0,35
Millones de kilocalorías por hora
P ≤ 10 10 < P < 1500 P ≥ 1500 P ≤ 10 10 < P <
1500 P ≥ 1500
Decreto 02/82
TABLA 4- 3 Normas de emisión de óxidos de azufre.
Calor total liberado
Millones de kilocalorías por hora
Altura mínima requerida metros
15 20 20 30 35 40 45 52 60 82 110 125 1,4 o menos 15 25 30 37 45 52 60 67 75
100 125 150 1,5 – 2,9 20 30 35 50 65 72 80 95 110 130 150 --3,0 – 6,0
10 o menos 11 -40 50 75 100 200 300 400 500 750 1000 2000 o más Contenido
ponderado de azufre (%)
Decreto 02/82
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Guías del Banco Mundial Dado que en Colombia no existen normas para la emisión
de óxidos de nitrógeno de los procesos de combustión, a continuación se
presentan, como una guía, las normas del Banco Mundial. Se presentan además,
las normas de emisión de partículas y dióxido de azufre determinadas
específicamente para plantas termoeléctricas. TABLA 4- 4. [59] 4.8 NORMAS SOBRE
CALIDAD DE LOS COMBUSTIBLES El uso de los combustibles sólidos ylíquidos, está
supeditado al cumplimiento de normas sobre la calidad de los mismos,
especialmente en lo que se refiere a su contenido de azufre. 4.8.1 Calidad del
carbón mineral y sus mezclas Los carbones o sus mezclas que se utilicen como combustible, deben
cumplir con los requisitos de calidad que se citan en la TABLA 4- 5 Resolución
0623/98. Se pueden usar carbón o sus mezclas con un contenido de azufre mayor
al estipulado por la norma, siempre y cuando se garantice a la autoridad
ambiental competente, mediante muestreos isocinéticos con periodicidad anual,
que las emisiones de óxidos de azufre a la atmósfera, son iguales o menores a las
que se obtendrían aplicando los factores de emisión recomendados por la Agencia
de protección Ambiental de los Estados Unidos EPA (documento AP 42, sección 1,
para el año de 1985). Lo anterior como
una medida provisional, hasta tanto el Ministerio del Medio Ambiente establezca
los estándares de emisión para fuentes fijas. Res. 0623/98.
Partículas SO2 NO2 Combustible gaseoso Combustible líquido Combustible sólido
mg/m3 Ton/día g/millón de BTU de entrada
50 100 90 135 270
TABLA 4- 5 Contenido de azufre del
carbón mineral o sus mezclas. Fecha de vigencia : Enero 1 de 1998 hasta Enero 1
de 2003 Región
Atlántica Orinoquía y Central, excepto Boyacá Boyacá Pacífica y Amazonía Res.
0623/98 Contenido de S (%) 1,5 1,7 2,5 3,3
TABLA 4- 4 Guías del Banco Mundial sobre emisiones [59] Contaminante Unidades
Límite de emisión
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Guía Ambientalpara Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
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4.8.2 Normas de calidad del combustóleo o Fuel Oíl No 6 Las normas de calidad
del combustóleo o Fuel Oíl N° 6 se refieren al contenido de azufre en el mismo.
Así, a partir de las fechas de vigencia indicadas, el combustóleo (Fuel Oíl No
6) que se distribuya en el país para el consumo en el territorio nacional en calderas
y hornos de uso industrial y comercial, para la generación de calor o energía,
no podrá contener azufre en cantidades superiores a las indicadas. TABLA 4- 6
Res. 898/95. 4.9 NORMAS DE EMISIÓN DE RUIDO Las normas de emisión de ruido se
encuentran reglamentadas en la Resolución 08321 de 1983 y el Decreto 948 de
1995. La normatividad sobre ruido enuncia que para prevenir y controlar las
molestias, las alteraciones y las pérdidas auditivas ocasionadas en la
población por la emisión de ruido, se establecen los niveles sonoros máximos
permisibles de acuerdo con la: TABLA 4- 7 Art. 17 Resolución 08321/83. La
zonificación contemplada en la TABLA 4- 7 corresponde a aquella definida o
determinada por la autoridad competente en cada localidad y para cada caso. La zona
IV es el área previamente designada donde haya necesidad de una tranquilidad
excepcional. Cuando el predio originador o fuente emisora de sonido pueda ser
identificado y el ruido medido afecte a más de una zona, se aplica el nivel de
sonido de la zona receptora más restrictiva. (Resolución 08321/83) El
Ministerio del
Medio Ambientefijará mediante resolución los estándares máximos permisibles de
emisión de ruido y de ruido ambiental, para todo el territorio nacional.
(Decreto 948/95)
Azufre máx.
Res. 898/95
Enero 1 1997 % peso 1,7
Enero 1 2001 1,5
Enero 1 2006 1,0
TABLA 4- 7 Niveles máximos permisibles de ruido
Zona receptora Zona I residencial Zona II comercial Zona III industrial Zona IV
tranquilidad
Res. 08321/83 Resolución 08321/83 • • Art.22 ninguna persona permitirá u
ocasionará la emisión de cualquier ruido, que al cruzar el límite de propiedad
del predio originador pueda exceder los niveles establecidos. Art. 23 los
establecimientos, locales y áreas de trabajo se ubicarán o construirán según lo
establecido en el reglamento de zonificación de cada localidad y cumpliendo con
los niveles sonoros permisibles que se indican en el Art. 17, de tal forma que
los ruidos que se produzcan no contaminen las zonas próximas. Decreto 948/95 •
• Sectores A (tranquilidad y silencio) : áreas urbanas donde estén situados,
hospitales, guarderías, bibliotecas, sanatorios y hogares geriátricos Sectores
B (Tranquilidad y ruido moderado) : zonas residenciales o exclusivamente
destinadas para el desarrollo habitacional, parques en zonas urbanas, escuelas,
universidades y colegios Sectores C (Ruido intermedio restringido) : zonas con
usos permitidos industriales y comerciales, oficinas, uso institucional y otros
usos relacionados Sectores D (zona suburbana o rural de tranquilidad y ruido
moderado) áreas rurales habitadas destinadas a laexplotación agropecuaria, o
zonas residenciales suburbanas y zonas de recreación y descanso Art. 47 Ruido
de maquinaria industrial. Prohíbase la emisión de ruido por máquinas
industriales en sectores clasificados como
A y B.
Nivel de presión sonora en dB(A)
Diurno 7:01 - 21:00 65 70
75 45
Nocturno 21:01 - 7:00 45 60
75 45
• •
•
TABLA 4- 6 Contenido de azufre del combustóleo
Parámetro Unidad Fecha de vigencia Guía Ambiental para Termoeléctricas y
Procesos de Cogeneración - Parte Aire y Ruido Versión 01 Enero de 1999 TAR 4-9
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4.9.1 Normas del Banco Mundial El Banco mundial establece los límites de
emisión según la actividad del área, como se muestra en la TABLA 4- 8. [60]
Las guías del Banco Mundial son especialmente útiles pues se usan como punto de referencia
para la aceptabilidad ambiental de un proyecto. Adicionalmente, los países
desarrollados las han adoptado como
sus estándares ambientales nacionales.
Banco Mundial Ex Im Bank a
55 b 60/55 d
70 c 65/60 d
70 c 75/75 d
a = Export - Import Bank of USA b= Promedio Día - Noche, c= Sobre 24 Horas, d=
Período Día
TABLA 4- 9 Normas alemanas Zona receptora
Zona totalmente comercial Zona principalmente comercial Zona mixta (comercial-residencial)
Zona principalmente residencial Zona únicamente residencial Zona tranquila
(hospitales)
Día (dB(A))
70 65 60 55 55 45
Noche (dB(A))
70 50 45 40 35 30
4.9.2 Normas alemanas Como punto de comparación en la TABLA 4- 9 se presentan
las normas alemanas deruido (VDI 2058), las cuales están dadas de acuerdo con
la zona donde esté ubicada la fuente. 4.9.3 American National Standard
Institute La ANSI presenta una guía para determinar la respuesta de la
comunidad ante los diferentes niveles de ruido, como se observa en la TABLA 4-
10: [2]
El conocimiento de la respuesta de la comunidad ante el ruido es una
herramienta útil para establecer rápidamente, el nivel de ruido aceptable que
se debe alcanzar para una instalación que esté situada cerca a una comunidad o
para determinar el nivel de ruido máximo permisible para una nueva instalación,
sin distinción del tipo de área en donde se ubique la fuente.
TABLA 4- 10 Respuesta de la comunidad ante el ruido [26] Reacción de la
comunidad
Reacción vigorosa Acción legal Amenaza Legal Quejas Esporádicas No hay Reacción
Nivel de ruido (dB(A))
> 75 > 68 > 60 > 55 < 50
4.9.4 Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos El criterio de
ruido desarrollado por la EPA para la protección de la salud y el bienestar
público, entendiéndose esto último como el buen estado físico, mental y social,
con un margen de seguridad adecuado, se presenta en la TABLA 4- 11. Los valores
de niveles de ruido mostrados, resultan útiles para la evaluación del impacto sonoro en
ausencia de estándares específicos para una zona determinada [17].
TABLA 4- 8 Guías de ruido del Banco Mundial [60] Residencial Comercial
Industrial
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Ruido Versión 01 Enero de 1999
TABLA 4- 11 Media anual de niveles de ruido equivalentes (dB(A)) para proteger
la salud y bienestar público EPA [17]
Interior Uso del terreno Medida a Interferencia de la actividad 45 70 45 70 d d
d 45 70 45 70 d 70 70 e d d 45 55 70 70 70 70 e 70 e 70 70 70 70 e d 70 e 45 d
55 70 55 70 70 e 55 d 70 70 e 45 Consideración de pérdida de b audición
Protección contra ambos efectos 45 Interferencia de la actividad 55 70 Exterior
Consideración de pérdida de b audición Protección contra ambos c efectos 55
Residencial con jardines o granja Residencial espacios ajardinados Comercial
Transporte interior Industrial Hospitales Educacional Áreas recreativas
Terrenos rústicos y terrenos con poca población sin
L dn L eq(24) L dn L eq(24) L eq(24) L eq(24) L eq(24) L dn L eq(24) L eq(24) L
eq(24) f L eq(24) L eq(24)
Ldn nivel sonoro medio día - noche Leq nivel sonoro equivalente a: se refiere a
energía más que a medias aritméticas b: El periodo de exposición que produce
pérdida de audición en el nivel definido es de 40 años c: Basado en el nivel
inferior d: dado que los diferentes tipos de actividades parecen estar
asociados con diferentes niveles, la descripción de un nivel máximo para la
interferencia en las actividades resulta difícil excepto en aquellos casos en
los que la comunicación oral es una actividad crítica e: Basado sólo en pérdida
de la audición f : Se puede identificar en estas situaciones un L eq(24) de 75
d(B) mientras que la exposición sobre lasrestantes 16 horas del día sean lo
bastante bajas como para contribuir de manera despreciable a la media de 24
horas; por ejemplo, no superior a un Leq de 60 dB.
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Ruido Versión 01 Enero de 1999
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El Banco Mundial establece los límites de calidad del aire así: 4.10 NORMAS DE
CALIDAD DEL AIRE La norma de calidad del aire o nivel de inmisión es el nivel
de concentración legalmente permisible de sustancias o fenómenos contaminantes
presentes en el aire, establecido por el Ministerio del Medio Ambiente, con el
fin de preservar la buena calidad del medio ambiente, los recursos naturales
renovables y la salud humana.
TABLA 4- 12 Normas de calidad del aire (Decreto 02/82) Sustancia Valores
permisibles (µg/m3)a 24 8 3 1 Contaminante Anual horas horas horas hora 100 400
---Partículas en suspensiónb SO2c 100 400 -1500 -CO --15000 50000 ----170
Oxidantes fotoquímicos (O3) NO2c 100 ----a b
TABLA 4- 13 Guías del Banco Mundial calidad del aire [59] Sustancia Valores
permisibles ( µg/m3) Máx. 24 Máx.1 Promedio Contaminante horas hora Anual
promedio promedio
Partículas en suspensión ( 0,01 ppm
EFECTOS
Absorción de la luz visible y reducción de la visibilidad Disminución del
crecimiento de plantas Problemas respiratorios: fibrosis pulmonar crónica,
bronquitis, entre otros.
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Ruido El ruido lo constituyen un conjunto de sonidos diversos sin ninguna
armonía o un sonido no deseado. El ruido, por ser un movimiento ondulatorio,
posee las mismas propiedades que las ondas entre las que se encuentran:
frecuencia, amplitud y longitud de onda. Además presenta los fenómenos de
reflexión, refracción, interferencia y difracción. El ruido se genera por la
vibración de los equipos y por el choque de corrientes de aire o gases con alguna
obstrucción, entre otros.
El ruido no sólo afecta la salud de los seres humanos, sino que también puede
afectar la vida animal que se encuentra alrededor de las fuentes generadoras.
Los efectos del
ruido sobre la fauna, están asociados con la variación en los patrones de
apareamiento, migración de especies sensibles, lo que puede generar cambios
substanciales en la población animal y su diversidad. [20]
140 dB(A)
AVION JET PISTOLA REMACHADORA
120 dB(A)
CAMIÓN DIESEL PERFORADORA DE ROCA
Las emisiones de ruido tienen efecto adverso sobre los seres humanos, la fauna
y los ecosistemas, en general. El ruido se destaca como
uno de los factores más estresantes que existen y se han obtenido evidencias
sobre la aparición de ciertos trastornos característicos, tales como hipertensión,
enfermedades coronarias y cambios bioquímicos. Entre los efectos fisiológicos
causados por el ruido se encuentran:
Aumento de la actividad muscular, que disminuye con la continuación o
repetición del estímulo Variación en el ritmo respiratorio Cambios en el
ritmocardíaco Reducción del diámetro de los vasos sanguíneos (vasoconstricción)
en las regiones periféricas, sobre todo en la piel Dilatación de la pupila, la
cual varía con el nivel sonoro, pero disminuye el efecto durante la
estimulación Stress
100 dB(A)
AUTOMOVIL MÚSICA EN ESTABLECIMIENTOS
80 dB(A)
MÚSICA SUAVE CONVERSACIÓN NORMAL
60 dB(A)
CIUDAD TRANQUILA
40 dB(A)
RUIDO DE HOJAS
20 dB(A)
RUIDO ATMOSFÉRICO
0 dB(A)
FIGURA 6- 3 Escala de niveles de sonido
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Fuel Oíl N° 6
6.2 EMISIONES DE CONTAMINANTES POR COMBUSTIBLE
Crudo de Castilla Biomasa Residuos Pesados Factor condicionante de la emisión
Contenido S Combustible Diseño quemadores Contenido N combustible
Características de la Combustión Contenido de cenizas y otros elementos
En la TABLA 6- 5 se indican los contaminantes producidos por los diferentes
combustibles empleados para la generación termoeléctrica. Es importante tener
en cuenta que la emisión de contaminantes depende de varios factores, entre ellos:
Características específicas del
combustible Tecnología empleada Eficiencia de la combustión. Es decir que para
poder determinar la emisión de contaminantes por el uso de uno u otro
combustible es indispensable conocer La fuente del combustible Poder calorífico
Consumo horario o por producto Una caracterización detallada de la composición
del mismo (análisis físico y químico).TABLA 6- 5 Emisión de contaminantes por
combustible
NOx Combustible SOx Térmico Carbón Gas Natural Fuel Oíl N°2 Combustible CO CO2
VOC Partícula s Tóxicos
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6.3 COMBUSTIBLES POR TECNOLOGÍA
TABLA 6- 7 Contaminantes por tecnología y combustible
Tecnología Turbina a gas Combustible Gas Natural Fuel Oil No.2 Ciclo stig Gas
Natural Fuel Oil No.2 Gas Natural SOx NOx CO CO2 VOC Partículas Tóxicos
Las emisiones dependen en gran medida del tipo de tecnología, del combustible
usado y la eficiencia misma de la combustión. Para
determinar la emisión de una fuente es necesario conocer la eficiencia de los
sistemas de control, prácticas operativas y de mantenimiento e igualmente el
año de entrada en operación de la planta en cuestión. Un resumen de los
principales combustibles empleados en los procesos de generación termoeléctrica
por cada una de las tecnologías disponibles comercialmente, en la actualidad,
se puede observar en la TABLA 6- 6. Generalmente las plantas modernas presentan
avances tecnológicos importantes en cuanto a eficiencia y menores emisiones,
debido a las reglamentaciones internacionales sobre tecnología limpia y uso
racional de combustibles. La TABLA 6- 7, muestra un resumen de los potenciales
contaminantes generados por la utilización de los diferentes combustibles por
cada tecnología. TABLA 6- 6 Combustible por tecnología
Tecnología Combustible CarbónGas Natural Fuel Oil No. 2 Fuel Oil No. 6 Crudo de
Castilla Biomasa Aceites pesados Turbina a Gas Ciclo Stig Turbina a Vapor Ciclo
Combinado Motores IGCC AFBC PFBC
Fuel Oil No.2 Fuel Oil No.6 Turbina a Vapor Ciclo rankine Crudo de Castilla
Residuos pesados Biomasa Carbón Gas Natural Motores Fuel Oil No.2 Fuel Oil No.6
Biomasa IGCC Residuos pesados Carbón AFBC Biomasa Carbón PFBC Biomasa Carbón
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6.4 FUENTES DE EMISIONES ATMOSFÉRICAS
En las plantas de generación la principal fuente de emisión de contaminantes
atmosféricos lo constituye el proceso de combustión. Los gases son emitidos a
la atmósfera a través de la chimenea de emisión, cuya altura y diámetro obedece
generalmente a parámetros termodinámicos de diseño. En las plantas que operan
con carbón se debe sumar la emisión de: Partículas de los patios de
almacenamiento del combustible Partículas de
los patios de disposición de ceniza Para el
caso de los residuos pesados de crudo y biomasa se pueden presentar residuos de
ceniza, en menor proporción, que deben ser manejados y dispuestos
adecuadamente. En la TABLA 6- 8 se presentan los principales puntos de emisión
de contaminantes para las diferentes tecnologías.
TABLA 6- 8 Puntos de emisión de contaminantes
Tecnología Turbina a gas Ciclo stig Turbina a Vapor Motores IGCC SOx, NOx, CO,
CO2, VOC, Tóxicos Chimenea Chimenea Chimenea Escape Chimenea VaporChimenea
Chimenea, Caldera Chimenea, Caldera Escape Chimenea, Caldera Chimenea, Caldera
Chimenea, Caldera Partículas ----Chimenea, patio de almacenamiento (carbón,
biomasa) y patio de cenizas. --Chimenea, patio de almacenamiento (carbón,
biomasa) y patio de cenizas. Chimenea, patio de almacenamiento (carbón,
biomasa) y patio de cenizas. Chimenea, patio de almacenamiento (carbón,
biomasa) y patio de cenizas.
AFBC
Chimenea
PFBC
Chimenea
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100
6.5 FUENTES DE RUIDO
En las plantas de generación termoeléctrica existen diversos equipos y sistemas
que producen ruido, el ruido lo generan todos aquellos equipos que tienen
partes móviles o rotatorias. En plantas que generan vapor otra fuente de ruido
son los venteos y escapes de vapor a alta presión. El ruido producido presenta
una amplia gama de frecuencias e intensidades debido a que proviene de
diferentes fuentes. En la TABLA 6- 9 se presentan las principales fuentes de
ruido generado en plantas de generación con su respectivo nivel de ruido en
decibeles A (dB(A)). [25]
Compresores de aire Bombas de agua de alimentación Bombas de agua de
circulación Condensador Válvulas de seguridad Motores eléctricos Generador
Enfriador de purgas Acople hidráulico Ventilador de tiro forzado Convertidor de
frecuencias Tubería y válvulas, vapor de alta presión Bomba de condensado
Ventilador de tiro inducido Fugas devapor Turbina a vapor Válvulas de admisión
Acople/virador turbina-generador Turbogrupo
TABLA 6- 9 Niveles de ruido en plantas de generación termoeléctrica.
EQUIPOS NIVEL DE RUIDO dB(A) a 1 m
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7. MEDICION Y EVALUACIÓN DE LAS EMISIONES ATMOSFERICAS 7.1 INTRODUCCIÓN
La evaluación y el control de la contaminación atmosférica, requiere de una
adecuada determinación de las emisiones de contaminantes atmosféricos y ruido
procedentes de las diversas fuentes. La calidad del aire resultante de un área depende
principalmente de la emisión de contaminantes vertidos a la atmósfera por
fuentes fijas, (chimeneas industriales), fuentes móviles (vehículos de
combustión) y fuentes de área (vías sin pavimentar, áreas descubiertas, patios
y pilas de almacenamiento de materiales) y fuentes generadoras de ruido. La
concentración de uno o más contaminantes en la atmósfera puede provenir de la
emisión de una sola fuente de manera independiente o de la sumatoria de la
emisión de variadas fuentes; puede también ser el resultado del transporte,
dispersión y deposición de los contaminantes emitidos por fuentes de emisión
alejadas de la zona en estudio, por acción de los agentes atmosféricos. Por
ejemplo, en caso de grandes centros urbanos la emisión de contaminantes está
dada por las fuentes móviles (vehículos), fuentes industriales, fuentes de área
y otras actividades humanas.Existen también algunas fuentes naturales y
agrícolas de emisión principalmente de metano, azufre y partículas, tales como: pantanos, áreas en
proceso de deforestación, cultivos de arroz y volcanes. En términos generales,
existen al menos tres alternativas para determinar la intensidad de la emisión
de uno o más contaminantes por una fuente cualquiera, los cuales son aplicables
al sector termoeléctrico. En cuanto al ruido, este debe ser medido o tomado como referencia de
proyectos en operación. Estos métodos son: Balances de masa Factores de emisión
Medición de las emisiones Medición de los niveles de ruido
MEDICIÓN DE LAS EMISIONES Balances de masa Factores de emisión Medición
MEDICIÓN DE LOS NIVELES DE RUIDO
FIGURA 7- 1 Medición y evaluación de las emisiones atmosféricas
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7.2 BALANCES DE MASA
Por este método se contabilizan las corrientes de sólidos, líquidos o gases que
entran y salen del proceso completo o de una determinada unidad del mismo,
mediante la simulación teórica de la reacciones químicas que se llevarían a
cabo en el proceso de combustión. Este método permite realizar estimaciones
aproximadas de pérdida de materiales; es de uso común, conjuntamente con
medidas experimentales, para establecer la influencia de diferentes parámetros
del proceso en los niveles de emisión y para detectar errores importantes en
los resultados experimentales,aplicación de factores de emisión o mediciones
directas.[33] Para estimar las emisiones a partir de los procesos de generación
termoeléctrica y de cogeneración, se pueden realizar los balances de masas
sobre el proceso global de combustión, como se muestra en la FIGURA 7- 2. Para
realizar el balance de masa es prerrequisito obtener información detallada de
las características del
combustible.
7.2.1 Combustibles
Aire
COMBUSTIBLE • Sólido • Líquido • Gaseoso
Límite del sistema
PROCESO DE COMBUSTIÓN
CENIZAS Combustibles sólidos
Un combustible se puede definir como una sustancia que libera calor al
combinarse químicamente con el oxígeno, en un proceso denominado combustión.
Estos se clasifican como
sólidos, líquidos y gaseosos.[57]
Combustibles sólidos
GASES DE COMBUSTIÓN CO2 CO O2 H2O SO2 N2 Inquemados Partículas
FIGURA 7- 2 Proceso de combustión
Los combustibles sólidos se clasifican en: naturales y artificiales.
Combustibles sólidos naturales: − Madera −
Lignitos − Carbones duros (desde bituminosos hasta antracíticos) −
Turba Combustibles sólidos artificiales: − Carbón de madera
− Carbón de turba − Briquetas de lignito y hulla − Coques de
alta, media y baja temperatura Adicionalmente, en nuestro medio se utiliza como combustible la
biomasa, por ejemplo, el bagazo de caña.
Son sustancias combustibles que en condiciones naturales se encuentran en
estado sólido, entre ellos es usado principalmente en generación
termoeléctrica, el carbón. El carbón contiene carbono elemental,compuestos
orgánicos complejos y material mineral. Los complejos orgánicos son
principalmente alquitranes que contienen carbono hidrógeno, oxígeno, azufre y
nitrógeno.
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Los minerales que contiene el carbón son principalmente arcillas, sulfuros,
carbonatos, óxidos, cuarzo, fosfatos y minerales pesados, la mayoría de los
cuales son sustancias no combustibles. La composición de los carbones se
establece mediante dos tipos de análisis:
Análisis próximo o inmediato El cual reporta el porcentaje en peso de la
humedad, la materia combustible volátil, cenizas y carbono fijo Análisis último
o elemental Incluye el porcentaje en peso de los siguientes elementos: carbono,
hidrógeno, nitrógeno, oxígeno y azufre; incluye además, el contenido de ceniza
Los residuos de la destilación que poseen altos puntos de ebullición, se
utilizan directamente como combustibles o se diluyen con los destilados para
obtener combustóleos. Los combustibles líquidos contienen, fundamentalmente,
carbono e hidrógeno, en menores cantidades oxígeno, azufre y nitrógeno. Su
contenido de cenizas es bajo y pueden contener trazas de metales pesados. En la
TABLA 7- 2 se presenta la composición promedio de algunos combustibles líquidos
típicos, con base en los elementos que se encuentran en mayor proporción. En
los balances de materia y energía de procesos de combustión, se requiere la
composición enpeso con base en los elementos presentes en el combustible. TABLA
7- 1 Análisis elemental de carbones [57]
Carbón Antracítico Bituminoso Subbituminoso Lignitico Carbono 93,5 86,0 72,1
73,6 Hidrógeno 2,6 5,2 5,6 4,5 Oxígeno 2,3 6,3 17,4 17,6 Nitrógeno 0,9 1,5 2,0
2,2 Azufre 0,7 1,0 2,9 2,1
El análisis último o elemental es el análisis requerido para la realización de
los balances de masa y energía. En términos generales, los carbones se
clasifican como
antracíticos, bituminosos, subbituminosos y ligníticos. En la TABLA 7- 1 se
presenta un análisis elemental típico, exento de humedad y cenizas, para
algunos tipos de carbón.
Combustibles líquidos
TABLA 7- 2 Análisis elemental combustibles líquidos [12]
Combustible Fuel Oíl No 2 Fuel Oíl No 6 Crudo Castilla de Carbono 86,40 85,70
86,07 Azufre 0,50 2,50 2,20 Oxígeno y nitrógeno 0,20 0,92 0,81 Hidrógeno 12,7
10,5 10,7 Cenizas Trazas 0,08 0,09
Los combustibles líquidos son de naturaleza orgánica y se pueden clasificar
según sean o no derivados del petróleo. Los combustibles derivados del petróleo provienen de la destilación del petróleo crudo, el cual es una mezcla compleja de
hidrocarburos que van desde compuestos simples hasta compuestos como alquitrán y ceras,
de estructura compleja. Entre los combustibles líquidos derivados del petróleo
se encuentran, entre otros: La gasolina o nafta El querosene Los diferentes
tipos de fuel oíl
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Combustibles gaseosos
Estos combustibles son utilizados en la industria de generación eléctrica,
calefacción y uso doméstico y transporte, provienen de varias fuentes:
Hidrocarburos gaseosos naturales Se encuentran solos o asociados a los
depósitos de petróleo, por ejemplo el Gas Natural Gases fabricados especialmente
Por ejemplo el gas de madera obtenido por destilación o carbonización de la
madera y la gasificación del carbón Gases obtenidos como subproductos de otros
procesos Por ejemplo el gas de horno, subproducto de la reducción de minerales
Gas licuado del petróleo Hidrocarburo liviano que a bajas presiones (presión
atmosférica) se comporta como un gas.
Los análisis de gas se expresan en base molar. En la TABLA 7- 3 se presenta la
composición típica del
gas natural usado para generación termoeléctrica. TABLA 7- 3 Composición del
gas natural [27]
Componente
Metano Etano Propano Nitrógeno
Porcentaje Molar
98,80 1,09 0,01 0,10
7.2.2 Proceso de combustión y productos
El término combustión se usa para señalar el proceso por el cual se oxida un
combustible con el oxígeno del aire, con la consecuente liberación de calor. La
fuente de oxígeno usada para la combustión es el aire.
Propiedades del aire
Los combustibles gaseosos contienen, en general, mezclas complejas de
hidrocarburos saturados e insaturados, aromáticos, hidrógeno, dióxido y
monóxido de carbono y pequeñas cantidades de oxígeno y nitrógeno. [57] El gas
natural, es el combustible gaseosode mayor interés en generación
termoeléctrica, contiene en general hidrocarburos gaseosos del C1 al C4 junto con gasolina ligera y
agua, cuando viene de pozos productores de petróleo. Si el gas es procedente de
pozos secos (no asociados a petróleo) es principal o totalmente metano y etano,
con pequeñas proporciones de impurezas, tales como hidrógeno, nitrógeno y gases inertes.
Puede considerarse que el aire seco está formado por 21% molar de oxígeno y 79
% molar de nitrógeno, de tal manera que el peso molecular promedio del aire
seco es de 29 unidades de masa por mol. El contenido de vapor de agua en el
aire varía entre 0 y el valor correspondiente a condiciones de saturación. Por
ejemplo a 1 atmósfera y a 25 °C la humedad máxima del aire es de 0,033 moles de
agua por mol de aire seco.
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A menos que se indique otra cosa, en los cálculos de combustión se puede
suponer que el aire está seco a las condiciones de entrada. En caso contrario,
debe obtenerse información suficiente para calcular su humedad y el agua total
que entra con el aire debe ser tenida en cuenta en los balances de materia y
energía.
Con base en los elementos combustibles, las reacciones de combustión completa
son: C + O2 → CO2 H2 + ½ O2 → H20 → SO2 S + O2 Con base en
los componentes del combustible, las reacciones de combustión completa son: +
2O2 → CO2 + 2 H2O CH4 C10H22 + 1/2 O2 → 10 CO2+ 11 H2O Lo anterior
se expresa por las siguientes ecuaciones: % Exceso = (Exceso de aire/Aire
teórico) *100 % Exceso =[ (Aire usado - Aire teórico)/ (Aire teórico) ]* 100
Aire usado = Aire teórico * [(100 + % exceso) / 100 ] Independientemente del
combustible, los productos gaseosos en un proceso de combustión pueden ser:
CO2,, H2O, O2, SO2, H2, N2, hidrocarburos no quemados y algunos compuestos
sólidos en suspensión: cenizas, hollín, brea. El monóxido de carbono CO se
forma cuando hay déficit de oxígeno para completar la reacción a CO2. C + 1/2O2
Gases de emisión
Para cualquier combustible, el término combustión completa o combustión teórica
indica que todo el carbono, azufre e hidrógeno contenido en el combustible
reacciona con el oxígeno del aire para formar el dióxido de carbono, dióxido de
azufre y agua. La cantidad de oxígeno necesaria para la combustión completa de
todos los componentes oxidables del combustible, suministrado por el aire, se
denomina oxígeno teórico. Para garantizar que todo el material oxidable en el
combustible reaccione completamente, se adiciona una cantidad de aire sobre la
teórica necesaria, denominada aire de exceso. Se denomina oxígeno consumido a
la cantidad total de oxígeno que reacciona durante el proceso de combustión
real. Para calcularlo deben tenerse en cuenta las condiciones reales de
reacción o los productos obtenidos. El nitrógeno presente en el combustible y
en el aire inyectado, se oxida a NO y NO2. La cantidad de NOx formados,
depende, entre otrosfactores, de la temperatura de combustión, la configuración
de los quemadores y la cantidad de aire en exceso, por lo que su determinación
en un balance de masa global es dispendioso, y generalmente se supone que el
nitrógeno es inerte en la reacción. Por lo anterior, cuando se requiera estimar
la emisión de NOx, es necesario utilizar otras técnicas en su determinación.
(factores de emisión o mediciones directas). Cuando la composición de los gases
de combustión se expresa incluyendo el vapor de agua se dice que la composición
está en base húmeda. Así mismo, cuando se expresa sin incluir el agua formada
se dice que la composición está en base seca. [57]
→
CO
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−
Cenizas
− −
La ceniza o escoria, es el producto sólido de la combustión principalmente de
carbones, pues en éstos, el contenido de cenizas es alto. En los procesos de
generación termoeléctrica, de la cantidad de ceniza total generada una parte es
emitida a la atmósfera por la chimenea como ceniza volante cuando no existe
control de partículas. La cantidad de ceniza restante se denomina ceniza de
fondo. En los sistemas con control de partículas, de acuerdo con la eficiencia
de colección del sistema, la mayor parte de la ceniza volante es retenida y
dispuesta junto con la ceniza de fondo. Las cenizas generalmente están conformadas
por las cenizas contenidas en el combustible, carbón sinquemarse, carbón
coquizado y algunas veces contienen humedad. Generalmente, en los balances de
masa se supone que todas las cenizas que provienen del combustible, pasan
inertes en la combustión y se les ignora. Obviamente, para cálculos estrictos,
es necesario hacer un análisis próximo de los residuos para determinar el
contenido de carbono, azufre y demás elementos.
7.2.3 Balances de masa
A partir del balance de materia se puede calcular la composición de los gases
de combustión, que es la corriente de interés.
El análisis de los residuos sólidos en el caso de los carbones y combustibles
sólidos La cantidad de aire suministrado y su humedad Si se expresan los
productos en unidades volumétricas, es necesario conocer la temperatura de
emisión
Para efectuar los cálculos del balance se requiere un conocimiento previo en lo
que se refiere a: − Principios de estequiometría − Leyes de la
conservación de la masa − Manejo de sistemas de unidades − Manejo
de conceptos básicos termodinámicos, tales como variables de proceso:
temperatura, presión, composición, relaciones de estado y leyes de los gases
ideales. Ejemplo: a partir del siguiente análisis elemental de un carbón
típico, que se quema en el hogar de una caldera, calcular: El volumen de los
gases de emisión a la temperatura de salida, 315 °C, El porcentaje de CO2 en el
gas de emisión, sobre la base de gases secos y de gases húmedos. −
Calcular el peso y el volumen de los productos de combustión asumiendo una
cantidad de aire en exceso del 20% Análisiselemental (kg en un kg): Carbono :
0,8339 H20 : 0,0456 O2 : 0,0505 N2 : 0,0103 S : 0,0064 Cenizas : 0,0533 Total :
1,00 kg. − −
Los cálculos para realizar el balance de masa son los mismos, para cada tipo de
combustible. Como ilustración, a continuación se desarrolla un balance de masa
cuando se utiliza carbón como combustible en el proceso de combustión. [22]
Para efectuar el balance es necesario conocer, como mínimo, los datos: −
El análisis elemental del combustible
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N2: 0,0103
---32/32 0,0533
Se supone inerte en la reacción 0,0064 Se suponen inertes en la reacción
a) Calcular la masa de oxígeno requerida para un kg de carbón:
S: 0,0064 Cenizas
La masa de oxígeno requerida para una combustión teóricamente perfecta del
carbón, se halla al multiplicar los kilogramos de cada componente por la
relación de los pesos moleculares, obtenida a partir de la reacción química de
cada elemento dado con el oxígeno en la combustión. Por ejemplo para el carbono
se tiene:
C + O2 → CO2 o bien 12 + 32 = 44, donde 12 y 32 son los pesos moleculares
del carbono y el oxígeno.
Total: 1,00 O2 externo/kg de combustible 2,5444
TABLA 7- 5 Peso de los productos de combustión
Componentes del combustible C: 0,8339 H2: 0,8339 O2: 0,05005 N2: 0,0103 S:
0,0064 N2 externo (obtenido en 2.) Kg de gases/kg de carbón Oxígeno 2,2237
0,3648 No es producto de combustiónNo reacciona pero atraviesa el quemador
0,0064 No reacciona pero atraviesa el quemador Productos de la combustión
3,0576 0,4104 No reacciona pero atraviesa el quemador 0,0103 0,0128 9,5718
13,0629
b) Calcular la masa de aire requerida para una combustión completa
El peso de aire requerido para la combustión perfecta es la suma del oxígeno
calculado en la parte a) y el nitrógeno asociado con esa cantidad de oxígeno.
Asumiendo que el aire tiene una composición de nitrógeno y oxígeno del 21 y 79
% respectivamente, se tiene:
Kg O2 * (0,79/0,21) = 9,5718 Kg de nitrógeno
Aire requerido para combustión completa:
2,5444 + 9,5718 = 12,1158 Kg aire/ kg de carbón quemado
Productos CO2 H2O N2 total* SO2 m3 /kg de carbón
TABLA 7- 6 Cálculo del volumen del gas
Peso (Kg) 3,0576 0,4014 9,5821 0,0128 Peso mol 44 18 28 64 Corrección por
temperatura (22,4/44)(3,0576)(2,16) (22,4/18)(0,4104)(2,16)
(22,4/28)(9,5821)(2,16) (22,4/64)(0,0128)(2,16) Volumen m3 a 315 °C 3,36 1,10
16,56 0,01 21,03
c) Calcular el peso de los productos de la combustión
El peso de los productos de la combustión se obtiene por adición como se
muestra en la TABLA 7- 5 .
d) Convertir el peso de los gases de la combustión a volumen
Para convertir el peso de los gases de combustión a volumen, se usa la ley de
Avogadro: “Bajo condiciones iguales de presión y temperatura un mol de
cualquier gas ocupa el mismo volumen. A 1 atmósfera y a 0°C, un mol de
cualquier gas ocupa 22,4 x 10-3 m3”. El volumen se encuentra dividiendo 22,4por
el peso molecular del gas y haciendo la corrección por la temperatura del gas.
*El nitrógeno total, es el nitrógeno en el combustible + el nitrógeno contenido
en el aire
El factor de corrección por temperatura se determina así: FC = temperatura
absoluta del gas / temperatura absoluta normal = (315 + 273 ) / (0 +273) = 2,16
TABLA 7- 4 Cálculo de la cantidad de oxígeno requerido
Elemento C: 0,8339 H2: 0,8339 O2: 0,05005 Relación de pesos moleculares 32/12
16/2 ---Kg de O2 requeridos 2,2237 0,3648 -0,0505 (reduce el O2 externo
requerido)
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e) Calcular el contenido de CO2 en los gases de combustión
( 3,36 / 25,07 ) * 100 = 13,40 % de CO2 Aire requerido con exceso fijado
12,1158*1,20= 14,5389 kg de aire /kg de carbón quemado Peso de los productos de
combustión peso del producto sin exceso de aire + (porcentaje de aire en exceso
*aire teórico): 13,0629 + (0,20 * 12,1158) = 15,4861 kg de gas / kg de carbón
quemado
El volumen de CO2 en los productos de combustión es de 3,36 m3, a 315 °C y el
volumen total de los gases es de 21,03 m3, según los cálculos del paso d), por
lo tanto es necesario calcular el porcentaje de CO2 en base húmeda, es decir,
incluyendo la humedad de los productos de combustión. El % de CO2 en base seca,
se encuentra del mismo modo que se calcula el % de CO2 en base húmeda, excepto
que el volumen de agua en los productos decombustión se resta del volumen total
del gas. Así el % de CO2 en base seca es de 16,86%.
f) Calcular el aire requerido con el exceso fijado
El peso de aire sin exceso es de 12,1158 Kg, por lo tanto para un 20% de exceso
de aire se tiene que se requieren 14,5389 kg de aire/kg de carbón quemado.
g) Calcular el peso de los productos de la combustión
El volumen total de los productos de combustión es la suma de la columna para
una combustión completa del paso d) y el volumen del aire en exceso, es decir,
12,1158 * (0,20)*(224,4/29)*(2,16) = 4,04 m3 21,03 + 4,04 = 25,07 m3
El aire en exceso pasa a través del quemador sin tomar parte en la combustión,
excepto por la potencial formación de NOx, el cual no se tiene en cuenta en los
balances de masa, este aire de exceso incrementa el peso de los productos de la
combustión por kg de carbón quemado, por lo tanto el peso de los productos de
combustión incluyendo el aire de exceso es de 15,4861 Kg de gas/kg de carbón
quemado
h) Calcular el volumen de los productos de combustión y % de CO2
El volumen de los productos de combustión, incluyendo el aire en exceso, se
obtiene pasando del análisis de masa al análisis volumétrico y corrigiendo por
temperatura como en el paso d), utilizando un valor de 29 g/gmol para el peso
molecular del aire.
Contenido de CO2 % CO2 = (m3 CO2 / m3 totales ) * 100 = (3,36 / 21,03) * 100 =
15,98 % Usando el procedimiento del paso e), el porcentaje de CO2 en base
húmeda es igual a:
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7.3 FACTORES DE EMISIÓN
Estos son valores (índice) obtenidos a partir de balances de masa o de
resultados de medidas reales, normalizados por algún factor (masa, energía o
producto) que caracteriza el tamaño del proceso o foco de emisión. En general,
los factores de emisión proporcionan un procedimiento rápido y útil de
estimación de las emisiones. La aplicación debe ser cuidadosa ya que estos no
incorporan la influencia de diferencias de diseño, régimen de marcha, modos de
operación y mantenimiento de equipos, lo cual puede ser condición determinante
de los resultados obtenidos para cada caso especifico. Pueden emplearse para
detectar errores importantes en resultados de muestreo o como indicativo de la
emisión potencial, de un contaminante a partir de una fuente de emisión. No son
límites o estándares de emisión, debido a que representan, esencialmente, un
promedio del rango de la tasa de emisión, para una tecnología y un combustible
determinado. Unidades de normalización empleadas para las emisiones
provenientes de centrales térmicas son: contaminante por unidad de energía
producida o combustible quemado. Así, los factores de emisión se expresan para
cada contaminante, tipo de combustible, proceso de combustión, año de entrada
en operación, características de los quemadores y hogar, y el tipo de control
usado. (por ejemplo: kilogramos de partículas emitidas por toneladas de carbón
quemado). LaEnvironmental Protection Agency de los Estados Unidos (EPA),
recopila estos factores para diversas actividades, los cuales incluyen las
actividades de generación termoeléctrica, que se encuentran disponibles en el
documento COMPILATION OF AIR POLLUTANT EMISSION FACTORS AP-42, catalogados de
la siguiente forma: [15]
Para diferentes tecnologías, a partir del combustible usado Para diferentes
combustibles, a partir de la tecnología de generación Para fuentes de área como
patios de ceniza y patios de carbón
Cada factor está dado por una clasificación entre A y E, de acuerdo con la
confiabilidad de las pruebas utilizadas para desarrollar el factor y en la
cantidad y calidad de los datos. En general, a los factores basados en muchas
observaciones, obtenidos por medio de procedimientos ampliamente aceptados y
confiables, se les asigna la más alta calificación (A). Un factor obtenido por
medio de una simple observación, de cuestionable calidad, o extrapolado de
otros factores, para un proceso similar, tendrá una calificación más baja (E).
Debido a que la clasificación es subjetiva, obtenida por la interpretación de
la dispersión de los datos usados para calcular el factor, la clasificación, se
debe ver únicamente como una aproximación. Por tanto la clasificación es un
indicador de la exactitud y precisión del factor. La calidad y clasificación
del método de determinación del factor de emisión esta dada por:
a) La evaluación fue llevada a cabo por una sólida metodología y los resultados
son reportados con bastantedetalle para una adecuada validación. La evaluación
fue desarrollada por una metodología generalmente sólida, pero carente de
profundidad de detalle para una adecuada validación. La evaluación esta basada
o desarrollada con un método nuevo o para una tecnología nueva. La evaluación
esta basada en métodos inaceptables, pero el método puede proveer resultados
del orden de magnitud de emisión para una fuente.
b) c) d)
Dado lo anterior, los factores de emisión del AP-42 se clasifican como se
muestra en la TABLA 7- 7.
Clases de factores de emisión
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Terminología y convenciones
Otros compuestos
Otros compuestos tales como monóxido de carbono, compuestos orgánicos, plomo,
elementos trazas, etc., Se encuentran disponibles en los factores de emisión,
estos son reportados como peso del elemento o masa del compuesto emitido.
La terminología y las convenciones utilizadas en los factores de emisión del
AP-42 para cada contaminante, se describen a continuación:
Material Particulado
El material particulado (PM), incluye PM-10, partículas totales, totales
suspendidas (TSP), partículas primarias, partículas secundarias, partículas
filtrables y partículas condensables. PM- 10 hace relación a partículas cuyo
tamaño es menor de 10 µm; las TSP es el material emitido desde la fuente como
sólido, líquido o vapor, pero que existe en el ambiente como partículas
sólidaso líquidas; el material filtrable es definido por el Método No 5 de la
EPA o su equivalente. Las partículas condensables, son la porción condensable
del material particulado (en forma de vapor) colectado y analizado según el
método 202 (o equivalente). Algunos componentes tóxicos o peligrosos pueden ser
emitidos como partículas. En tales casos, los factores AP-42 para material particulado
representan el total y los factores para tales compuestos o elementos están
reportados como masa parte del material particulado total.
TABLA 7- 7 Clasificación de los factores de emisión [15]
Clase de factor Calificación Característica
El factor fue desarrollado mediante un método de evaluación a) o b). La
categoría de la fuente es suficientemente específica para minimizar la
variabilidad. El factor fue desarrollado mediante un método de evaluación a) o
b). El factor fue desarrollado según un método de evaluación a), b) ó c). El
factor fue desarrollado usando procedimientos calificados con C ó D, para lo
cual se puede suponer que no representan una adecuada muestra de la actividad.
El factor fue desarrollado usando procedimientos calificados con C ó D. Los
procedimientos empleados presentan gran variabilidad
A
Excelente
B
Dióxido de azufre
El documento AP-42 se refiere al dióxido de azufre y otros óxidos como SOx u
óxidos de azufre, los cuales son reportados sobre la base del peso molecular de
SO2.
Encima del promedio Promedio
C
Oxidos de nitrógeno
El producto de la combustión primaria delnitrógeno es el dióxido de nitrógeno
NO2. Sin embargo, otros compuestos se emiten simultáneamente, los cuales pueden
o no ser separables por las pruebas disponibles. La recomendación del AP-42 es
reportar, cuando sea posible, las diferentes especies de óxidos de nitrógeno
(NO, N20, etc.). Los factores de emisión de nox se determinan y reportan sobre
la base del peso molecular de NO2.
D
Debajo del promedio
E
Pobre
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7.3.1 Carbón bituminoso y subbituminoso
Combustión con carbón pulverizado, fondo seco, quemador de pared 1-01-002-02/22
lb/ton 10 A
Clasificación del factor A
lb/ton 2,3 A
Clasificación del factor E
Material particulado
SCC= Código de clasificación de la fuente
Para material particulado y PM-10 sin control, los factores se presentan para
diferentes configuraciones de los quemadores. La emisión de partículas se
calcula de acuerdo con el contenido de ceniza llamado A. El factor es
determinado por el producto del % en peso de ceniza contenida en el carbón por
el valor numérico que precede a A. En la TABLA 7- 8 se muestran estos factores.
La emisión de partículas menores de 10 micras (PM-10), utilizando factores de
emisión, se determina de la misma forma. Es posible estimar el porcentaje en
masa acumulado y los factores de emisión acumulados de partículas de un tamaño
dado, para diferentes configuraciones de losquemadores, con y sin sistemas de
control de partículas.
Óxidos de azufre
TABLA 7- 9 Factores de emisión de gases cuando se usa carbón [15]
Configuració n del quemador Horno Ciclónico 1-01-002-02/23 SOx SCC * lb/ton
Clasificación del factor D lb/ton NOx Clasificación del factor C lb/ton CO
Clasificación del factor A
38 (S)
33,8
0,5
SCC= Código de clasificación de la fuente
Ejemplo: La emisión de partículas utilizando factores de emisión, cuando se
quema un carbón con un contenido de ceniza del 8% en un quemador de carbón
pulverizado, con colección de ceniza de fondo seco, sería:
Para el caso, la emisión de partículas sería:10 * A = 10* 8 = 80
libras/tonelada de carbón quemado. El resultado se multiplica por la cantidad
de carbón consumido por unidad de tiempo, para obtener la emisión de
partículas, por unidad de tiempo. El factor de emisión para los óxidos de
azufre sería:
Los factores de emisión para óxidos de azufre vienen expresados como SOx e
incluyen SO2, SO3 y sulfatos gaseosos. El factor es determinado por el producto
del % en peso de azufre contenido en el carbón (S), por el valor numérico que
precede a S, en el factor.
Óxidos de nitrógeno
38*S = 38*0,8 = 30,4 libras/tonelada de carbón quemado, en unidades del sistema
inglés.
Este resultado se multiplica por la cantidad de carbón consumido por unidad de
tiempo, para obtener la emisión de óxidos de azufre, por unidad de tiempo. La
emisión de óxidos de nitrógeno y monóxido de carbono se determina multiplicando
directamente elfactor de emisión dado en la tabla, por el consumo de carbón.
Los factores de emisión para los óxidos de nitrógeno representan la emisión en
operación base, son expresados como NO2, debido a que generalmente conforman el
95% en volumen de la emisión de óxidos de nitrógeno.
TABLA 7- 8 Factores de emisión para carbón [15]
Configuración del quemador SCC * Material particulado PM - 10
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Monóxido de carbono
Los factores corresponden a valores nominales bajo condiciones normales de
operación, pueden presentarse emisiones de mayor magnitud a la reportada por
los factores de emisión, en condiciones de combustión incompleta, condiciones
anormales de operación o en arranque.
Los factores de emisión de material particulado, se encuentran únicamente para
dos tipos de fuentes: calderas con quemador de parrillas y unidades de
alimentación manual. La clasificación de estos factores es tipo C para las
calderas con quemador de parrilla y tipo B para la unidad de alimentación
manual. Los factores para la emisión de óxidos de azufre y óxidos de nitrógeno
son bastante limitados y se basan en la combustión de carbón bituminoso o
subbituminoso. La presentación y utilización de los factores de emisión para
este tipo de carbón es igual a la del carbón bituminosos y subbituminoso.
Otros compuestos
Es posible determinar la emisión de metano y compuestos orgánicosdiferentes al
metano y óxido nitroso, generados en los procesos de combustión con carbón
bituminoso y subbituminoso, para diversos tipos de configuraciones del
quemador, sin sistemas de control. Estos factores se encuentran en la TABLA 7-
10. Para el metano los factores, corresponden a valores nominales bajo
condiciones normales de operación. Valores de mayor magnitud se pueden
presentar cuando la combustión es incompleta, en condiciones anormales de
operación y en arranque. Los compuestos orgánicos diferentes al metano, son
expresados como alcanos C2 a C6.
7.3.2 Carbón antracítico
TABLA 7- 10 Factores de emisión para compuestos orgánicos [15]
Configuración del quemador Horno Ciclónico SCC * lb/ton 0,01 CH4 Clasificación
del factor B lb/ton 0,04 NMTOC Clasificación del factor B lb/ton 0,09 N2O
Clasificació n del factor E
1-01-002-02/23
SCC= Código de clasificación de la fuente NMTOC = Compuestos orgánicos
diferentes al metano
El carbón antracítico es un combustible con alto contenido de carbono fijo y
bajo contenido de material volátil, comparado con el carbón bituminoso y
subbituminoso. Además, tiene una alta temperatura de ignición y de fusión de
las cenizas, por lo que es utilizado en industrias medianas. Aunque puede ser
utilizado en sistemas de alimentación con carbón pulverizado, su uso se limita
a pequeñas plantas en las que se utilizan parrillas o unidades de alimentación
manual. La combustión de este carbón en calderas convencionales es un poco
difícil, debido a su alto contenido decenizas, humedad y bajo poder calorífico.
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7.3.3 Factores de emisión para fuel oíl
Contaminante SO2 SO3 NOx CO MP filtrable Combustible Configuración del quemador
lb/10 gal 157S 5,7S 67 5 ---
3
Clasificación del Factor A C A A A
Los factores de emisión para SOx, NOx, CO, compuestos orgánicos y material
particulado filtrable se encuentran disponibles para cada uno de los tipos de
fuel oíl comercializados en los Estados Unidos de América, en función de los
tamaños de las calderas para generación de potencia eléctrica, calderas
industriales, quemadores de uso comercial, residencial e institucional. De
acuerdo con la clasificación de tecnologías presentada para los procesos de
generación termoeléctrica, estos factores son aplicables a turbinas de vapor.
Gases de combustión y material particulado
−
Fuel Oil No.6, quema normal (SCC - 1.01.004.01) Calderas para generación de
potencia eléctrica
SCC= Código de clasificación de la fuente
Los factores de emisión para gases de combustión y material particulado se
encuentran disponibles de la siguiente forma: La emisión de SOx depende de la
cantidad de azufre contenida en el combustible y se determina hallando el
producto del % en peso de azufre del combustible (S) por el valor numérico que
precede a S. Los factores de emisión de NOx y CO se obtienen directamente de
las tablas presentadas parael combustible. El factor de material particulado,
se determina según el tipo de Fuel Oíl y el contenido de azufre. La TABLA 7- 11
muestra los factores de emisión para Fuel Oíl N°6 a partir de una caldera con
quema convencional para generación eléctrica.
Factores de emisión para otros contaminantes
Por ejemplo, el factor de material particulado para el Fuel Oíl No 6 viene dado
por: 9,19 (S) + 3,22 lb/103 gal.
Donde S es el % en peso de azufre
TABLA 7- 12 Factores de emisión de compuestos orgánicos con Fuel Oíl [15]
Contaminante TOC CH4 NMTOC Combustible Configuración del quemador lb/10 gal
1,04 0,28 0,76
3
Clasificación del factor A A A
Fuel Oil No.6, quema normal (SCC - 1.01.004.01) Calderas para generación de
potencia eléctrica
SCC= Código de clasificación de la fuente
Utilizando los factores de emisión, es posible determinar la emisión de
compuestos orgánicos totales (TOC), metano y otros compuestos orgánicos
diferentes al metano (NMTOC), generada en los procesos de combustión con Fuel
Oíl. Estos factores se encuentran como se muestra en la TABLA 7- 12 .
TABLA 7- 11 Factores de emisión cuando se usa Fuel Oíl [15]
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7.3.4 Factores de emisión para gas natural
PM Filtrable MP Condensable Tipo quemador (Tamaño, 10 Btu/h)
6
1-5 ND*
B NA
Los factores de emisión empleando gas natural como combustible son aplicables
en calderas parageneración eléctrica, según el tamaño de la misma, pequeñas
calderas industriales, calderas comerciales y combustores residenciales. La
utilización de estos factores es similar a la forma descrita para el uso de
carbón como combustible.
Material particulado
Calderas para generación /Uso industrial (> 100) (1-01-006-01,1-01-006-04)
SCC= Código de clasificación de la fuente ND: No Definido NA: No aplicable
Los factores representan emisiones sin sistemas de control de material
particulado. Las unidades son Kg de partículas por 106 metros cúbicos de gas
natural quemado o lb de partículas por 106 pies cúbicos de gas natural quemado,
basados sobre un promedio de 8270 kcal/m3 (100 BTU/scf) de poder calorífico
alto. El total del material particulado, es la suma del material filtrable y el
condensable. Para gas natural todas las emisiones pueden ser asumidas por
debajo de 10 µm en diámetro aerodinámico equivalente (PM-10).
Dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y monóxido de carbono
TABLA 7- 14 Factores de emisión de gases usando Gas Natural [15]
Tipo quemador (SCC 1-01-006-01,1-01-0066 04) (Tamaño, 10 Btu/h) Sin control Control
con quemadores de bajo NOx Control con recirculación del gas de tiro lb/10 ft
0,6 0,6 0,6
6 3
SO2 Clasificación del factor A A A lb/10 ft 550 81 53
6 3
NOx Clasificación del factor A D D lb/10 ft 40 ND ND
6 3
CO Clasificación del factor A NA NA
Los factores de emisión para óxidos de azufre, óxidos de nitrógeno y monóxido
de carbono a partir de la combustióncon gas natural, se describen para grandes
calderas industriales, pequeñas calderas industriales, calderas comerciales y
combustores residenciales, clasificados dentro del rango A - E, para los
siguientes casos: Sin sistemas de control de emisiones Con control de la
emisión de NOx El factor de emisión dado en la TABLA 7- 14 puede convertirse
para otros valores de poder calorífico, multiplicando el factor dado por la
relación del poder calorífico especificado y el promedio dado. Los factores de
emisión para óxidos de azufre están basados en un promedio de 4600 g/106Nm3 de
azufre contenido en el gas natural (2000 gr/106 scf)
SCC= Código de clasificación de la fuente ND: No Definido NA: No aplicable
TABLA 7-13 Factores de emisión de partículas usando Gas Natural [15]
Contaminante lb/10 ft
6 3
Clasificación del factor
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Tipo quemador (SCC) (1-01-006-01,1-01-006-04) (> 100) (Tamaño, 106 Btu/h)
Calderas para generación /Uso industrial SCC= Código de clasificación de la
fuente lb/10 ft ND
6 3
CO2 Clasificación del factor NA lb/10 ft 1,7
6 3
TOC Clasificación del factor C
Dióxido de carbono y compuestos orgánicos
Los factores de emisión de dióxido de carbono y compuestos orgánicos totales
(TOC), se encuentran disponibles como se muestra en la TABLA 7-15. Estos
factores presentan emisiones sin sistemas de control, basados sobre un promedio
de8270 kcal/m3 (100 BTU/scf) de poder calorífico alto. El factor de emisión
dado en la tabla puede convertirse para otros valores de poder calorífico,
multiplicando el factor dado por la relación del poder calorífico especificado
y el promedio dado.
7.3.5 Factores de emisión para biomasa
TABLA 7- 16 Factor de emisión de partículas usando madera [15]
Tipo de fuente Calderas con quema de corteza (SCC) Sin control Con reinyección
de cenizas Con lavador de gases lb/ton 47 14 2,9 PM Clasificación del factor B
B D lb/ton 17 11 2,5 PM-10 Clasificación del factor D D D lb/ton 2,9X10-3 ND ND
Plomo Clasificación del factor D NA NA
Utilizando los factores recopilados por la EPA, es posible determinar la
emisión de contaminantes, como metales y partículas, en procesos que consumen
madera y bagazo de caña. De acuerdo con la clasificación de tecnologías
presentada para los procesos de generación termoeléctrica, estos factores son
aplicables a turbinas de vapor que operan con estos combustibles.
SCC= Código de clasificación de la fuente
Madera
Para la combustión de madera en la operación de calderas se tienen factores de
emisión para partículas, NOx, SOx, CO, compuestos orgánicos totales, CO2,
metales, plomo y partículas acumuladas según el tamaño de las mismas. Estos
factores se encuentran en base húmeda, con un promedio del 50 por ciento de
humedad en peso y 2500 Kcal/kg (4500BTU/lb) de poder calorífico. En la TABLA 7-
16 se muestran los factores de emisión de partículas, los cuales, tienen la
mismapresentación que los demás parámetros, salvo por los tipos de fuentes
sobre la que se dispone de datos.
TABLA 7-15 Factores de emisión para CO2 y compuestos orgánicos. Gas Natural
[15]
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Bagazo de caña
Se encuentran disponibles los factores de emisión de material particulado,
PM-10, dióxido de carbono, óxidos de nitrógeno y material orgánico policíclico,
cuando se utiliza el bagazo de caña de azúcar como combustible para la
generación de vapor. Dichos factores se expresan como gramos de contaminante
por kilogramo de vapor producido, donde un kilogramo de bagazo en base húmeda produce
2 kg de vapor o en kg de contaminante por Mg húmedo de bagazo quemando, con un
contenido del 50% de humedad en peso. La presentación es similar a la mostrada
para la madera.
7.3.6 Factores de emisión para residuos pesados
También se encuentran disponibles factores de emisión para los siguientes
compuestos: compuestos orgánicos totales (TOC), ácido clorhídrico, dióxido de
carbono, metales pesados como cadmio, cobalto, níquel y selenio. Compuestos
orgánicos específicos como : Naftaleno, Fenoles, Diclorobenceno, etc.
TABLA 7- 17 Factores de emisión usando residuos pesados [15]
Tipo de fuente (SCC) Pequeñas calderas Vaporizadores Quemadores atomización por
lb/kg 61 A 2,8 A 64 A PM Clasificación del factor C D D lb/kg 51A ND 57 A PM-10
Clasificación del factor C NA E lb/kg 55 L 0,41L 50 L Plomo Clasificación del
factor D D D
Los tipos de fuentes sobre los que se encuentran factores de emisión de
material particulado, PM-10 y plomo, cuando se utilizan estos residuos como
combustible son: Pequeñas calderas Vaporizadores Quemadores por atomización Las
partículas son expresadas en términos del contenido de ceniza llamado A. La
emisión es el resultado del producto del % en peso de ceniza contenida en el
combustible por el valor numérico que precede a A. Así mismo, el factor de
emisión de plomo es el resultado del producto del % en peso de plomo contenido
en el combustible por el valor numérico que precede a L. Los óxidos de azufre,
se expresan en términos del contenido de azufre llamado S. El factor es determinado
por el producto del % en peso del azufre contenido en el combustible por el
valor numérico que precede a S; los factores de emisión de óxidos de nitrógeno
y monóxido de carbono se leen directamente de tablas que dispone el documento.
SCC= Código de clasificación de la fuente ND: No Definido NA: No aplicable
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7.3.7 Factores de emisión para turbinas a gas
TABLA 7- 18 Factores de emisión para turbinas a gas [15]
Gas Natural (SCC 2-01-002-01) Contaminante Clasificación Factor de emisión
(Lb/hp-hr) 3,53E-0.3 Factor de emisión (lb/MMBtu) 0,44 Fuel Oíl No 2 Factor de
emisión (Lb/hphr) 5,60E-03 Factor de emisión (lb/MMBtu) 0,698Para determinar la
emisión de contaminantes a partir de las Turbinas de gas, operando en ciclo
Stig, en ciclo combinado y motores que operan con Gas Natural o Fuel Oíl, se
encuentran disponibles los factores de emisión para turbinas a gas (Stationary Gas
Turbines For Electricity Generation, Cap 3 del Documento AP-42 de la EPA). [15]
Los contaminantes sobre los que se encuentran los factores de emisión son:
Óxidos de nitrógeno Monóxido de carbono Dióxido de carbono Compuestos orgánicos
totales (TOC), como metano Óxidos de azufre, como SO2 Material particulado,
considerado todo como PM-10
La emisión de cada uno de estos contaminantes se determina multiplicando el
factor de emisión dado en la tabla, por la potencia generada en una hora o
multiplicando el factor dado por el poder calorífico alto del combustible. En
el caso de los óxidos de azufre, es necesario tener en cuenta el contenido de
azufre en el combustible
NOx
C
TABLA 7- 19 Factores de emisión para turbinas a gas con control [15]
Inyección de agua Relación 0.8 agua/combustible Factor de emisión (lb/MMBtu)
0,14 Inyección de vapor Relación 1.2 agua/combustible Factor de emisión
(lb/MMBtu) 0,12 Reducción catalítica selectiva (inyección de agua) Factor de
emisión (lb/MMBtu) 0,0088
Contaminante NOx
Factor de emisión (Lb/hp-hr) 1,10E-03
Factor de emisión (Lb/hp-hr) 9,75E-04
Por otra parte, cuando se utiliza como sistema de control de NOx la inyección
de agua, vapor o la reducción catalítica selectiva (con inyección de agua),es
posible determinar la emisión de NOx, CO, N2O, TOC y NH3, pues se encuentran
disponibles los factores, como se muestra en la TABLA 7- 19. Finalmente,
también se encuentran factores de emisión (Clasificación E) para elementos
traza, cuando se operan los sistemas con Fuel Oíl No 2. Tales elementos son,
entre otros, los siguientes: Aluminio, Antimonio, Cadmio, Calcio, Magnesio,
Cobre, Zinc, Plomo, Potasio, Mercurio y Cromo.
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µm
7.3.8 Factores de emisión para fuentes de área
0,44 - 19 0,25 – 4,80 0,6 – 6,7 1,3 – 1,5
En las plantas de generación, la principal fuente de emisión de contaminantes
atmosféricos lo constituye el proceso de combustión. Sin embargo, en las
plantas que operan con carbón, se debe adicionar la emisión de partículas de
los patios de almacenamiento de carbón y patios de ceniza. La emisión de
partículas, depende entre otros factores, de la forma de la pila, la humedad,
la erosión del viento, la altura de la pila y el tamaño mismo de las
partículas. Para estimar estas emisiones, la EPA, propone una ecuación para
pilas de almacenamiento de materiales, en la que se tienen en cuenta las
actividades propias de operación de la pila como por ejemplo, la adición de
nuevo material, retorno de material al proceso, tráfico en el área de
almacenamiento y la erosión del viento sobre la superficie de la pila. Así, la
cantidad de materialparticulado generado por este tipo de operaciones puede ser
estimado, usando la ecuación que se presenta. La ecuación está condicionada
para los siguientes casos: [15] Los factores de emisión obtenidos a partir de
esta ecuación se clasifican como A, para pilas de carbón de plantas de
generación eléctrica y residuos sólidos como la ceniza, con valores típicos de
tamaño de partículas (≤75 µm) y contenidos de humedad (0.25 - 4.8%). Como
se observa, los valores típicos para las cenizas caen por fuera del rango de
aplicación. En estos casos, la EPA recomienda disminuir el rango de
clasificación del factor en un nivel, es decir, quedaría en el nivel B, lo que
implica mayor variabilidad y menor confiabilidad de los resultados. Para áreas
de almacenamiento de carbón y cenizas, donde las velocidades del viento son
mayores a 5 m/s, es posible aplicar los factores de emisión para erosión eólica
en áreas industriales. En este caso, el factor de emisión viene dado como una
función de la erosión potencial causada por las perturbaciones que el viento
produce en la pila. [6]
aŽtU aŽ¤ aŽ¢ 2.2 aŽ¥ E = k * (0,0016) * aŽ£ aŽ¦1.4 aŽtM aŽ¤ aŽ¢2aŽ¥ aŽ£ aŽ¦
Donde: E = Factor de emisión k = factor por tamaño de partícula U = Velocidad
promedio del viento en m/s o millas/h M = Contenido de humedad del material (%)
1.3
(kg/megagramo)
TABLA 7- 21 Valores típicos de tamaño de partículas y humedad [15]
Material Partículas menores 75 µm (%) Rango Carbón Ceniza 0,6 – 4,8 78 - 81
Promedio 2,2 80 Rango 2,7 – 7,4 26 - 29 Humedad % Promedio 4,5 27
EF = k∑ Pi
i=1
N
Donde: EF k N Pi
= Factor de emisión = Multiplicador por tamaño de partícula = Número de
perturbaciones por año = Erosión potencial correspondiente a lo observado (o
probable) en el periodo i-ésimo entre cada perturbación.
La erosión potencial se calcula con base en la velocidad de fricción, la cual
se obtiene en campo por medio de un sencillo procedimiento.
TABLA 7- 20 Condiciones de la fuente para la aplicación del factor [15]
Contenido de partículas ≤75 Contenido de humedad (%) Velocidad del viento
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7.4 MEDICIÓN DE LAS EMISIONES
La medición directa de las emisiones permite incorporar todas las
características diferenciales de la fuente y contaminantes. La medida de las
emisiones, por métodos continuos o puntuales, se efectúa en una sección
transversal del ducto de emisión o chimenea, el punto o puntos de medición se
eligen en función de las condiciones de flujo de los gases, los contaminantes a
medir, objetivos del programa de medida, condiciones de operación, seguridad de
los técnicos y equipos. La medición directa, es la forma más compleja, costosa
y confiable de determinar las emisiones, aunque no está exenta de errores. En
términos generales, la calidad de los resultados de un programa de medida lo
determina el efecto combinado de la precisión del equipo de muestreo, la
técnica analítica, la calibración de los equipos demedición y el proceso de
cálculo. En la práctica, la limitación más significativa se encuentra asociada
a la disponibilidad de equipos certificados, personal calificado y el costo
mismo de los muestreos. La medición directa de contaminantes es aplicable a
programas con objetivos concretos, como:
c d e
Como prueba para la recepción de un sistema nuevo, recepción de la reparación o
como garantía del conjunto de generación o del subsistema de control
Monitoreo y seguimiento de la operación. La emisión de algunos contaminantes
está directamente relacionada con el rendimiento energético del proceso.
Determinar la fuente u origen de algún contaminante medido en el ambiente.
a b
Verificar el cumplimiento de los límites legales de emisión, validar límites
propuestos, establecer un factor de emisión, conceder, prorrogar o revocar
licencias y permisos de funcionamiento.
Establecer parámetros de operación para la selección y diseño de equipos de
control, así como determinar la eficiencia de equipos de control en operación
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7.4.1 Métodos de referencia y equivalentes
En los últimos años se ha dado una rápida evolución en la disponibilidad
comercial de equipos y en la publicación y normalización de experiencias prácticas
de aplicación de sistemas de medida de emisiones. Sin embargo, teniendo en
cuenta que a nivel mundial se destacan los métodos dereferencia para fuentes
fijas de la Environmental Protection Agency de los Estados Unidos (EPA), por
ser posiblemente los más exhaustivos, de amplia difusión y aceptación, se
utilizaran estos métodos como guía para la medición de las emisiones. [14]
En general, la característica principal de cualquier método de muestreo es que
asegure que la porción de muestra recogida en la chimenea representa las
condiciones de la corriente principal. Un método de medición directa busca
además de establecer la emisión de un contaminante, la medida de otros
parámetros que caractericen la fuente tales como: CONDICIONES TERMODINÁMICAS DE
LA CORRIENTE PRINCIPAL (PRESIÓN, TEMPERATURA, VELOCIDAD, CAUDAL, DENSIDAD,
HUMEDAD, ETC.)
a b
Método de referencia Es el establecimiento de un principio de medida, la
descripción en detalle de un procedimiento de muestreo y análisis que permite
la determinación de las emisiones procedentes de una fuente, sirviendo como
patrón de comparación para la certificación o validación de métodos
equivalentes.
CONCENTRACIÓN EN LA CORRIENTE DE GAS Y EMISIÓN POR UNIDAD DE CALOR CONSUMIDO O
UNIDAD DE PRODUCTO, DE UNO O MÁS CONTAMINANTES ESPECÍFICOS.
Método equivalente Es un procedimiento de muestreo y análisis para el que se ha
demostrado la existencia de una relación consistente y cuantitativamente
conocida con el método de referencia. Los métodos equivalentes de la Environmental
Protection Agency de los Estados Unidos (EPA) se reconocen por el número del
método de referencia,acompañado por una letra mayúscula.
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7.4.2 Aspectos básicos de las mediciones directas
Pasos
Acciones
Método de referencia
Para establecer con certeza la tasa de emisión de un contaminante por medio de
una medida directa, es necesario conocer los parámetros termodinámicos de la
corriente de flujo, entre ellos: humedad, composición macro, velocidad, caudal,
temperatura de emisión y parámetros del ducto de emisión como; altura y
características de la sección (rectangular, cuadrada, circular, diámetro,
etc.). Algunos de estos parámetros se pueden obtener directamente de
información suministrada por el fabricante, calculada teóricamente o por medio
de los parámetros de operación de la planta, sin embargo, en plantas existentes
es conveniente realizar estas mediciones ya que los parámetros termodinámicos
pueden variar con el tiempo o haber cambiado por reformas, reparaciones,
mantenimientos o condiciones de operación diferentes a las del diseño original.
Por otra parte, algunos métodos de medición de referencia de contaminantes,
como el de material particulado, exigen conocer de manera detallada el
comportamiento termodinámico de la corriente de emisión durante el muestreo,
para que este se realice en condiciones isocinéticas (la muestra de gas debe
tomarse de la chimenea de tal manera que la velocidad de succión del gas sea
igual a la velocidad con la quecircula el gas en la chimenea y además se deben
conservar los valores de temperatura y humedad en el recorrido de la muestra,
desde la boquilla hasta la captura y almacenamiento del contaminante).[33] En
términos generales, el procedimiento a seguir, para la medición de las
emisiones de contaminantes, consta, de los pasos que se ilustran en la TABLA 7-
22, Los contaminantes en fase gaseosa se mezclan con facilidad y no se encuentran
sometidos a efectos de inercia importantes, por lo que algunas veces no se
requiere muestreo isocinético. La determinación de algunos contaminantes se
realiza simultáneamente con el muestreo de partículas, por lo tanto, se
requiere el muestreo isocinético.
Puesta en marcha
Curva de calibración en sitio Verificación tren de muestreo Medición de fugas
Verificación tubos pitot Verificación termoresistencias Verificación sistema de
calentamiento Verificación sistema de enfriamiento Verificación sistema de
colección de muestras Determinación numero mínimo de puntos de muestreo
Cuantificación de la turbulencia en el flujo Determinación de la velocidad en
la chimenea Determinación de la temperatura y presión de succión Selección de
la boquilla de succión Determinación del contenido de humedad Determinación del
peso molecular del gas Determinación de la emisión de partículas
Actividades preliminares
Puntos de muestreo Condiciones de muestreo Determinación de algunos parámetros
Muestreo de parámetros Comprobación del % de isocinetismo Recuperación de la
muestra
Método 1Método 2 Método 4 Método 3 Método 5 Método 6 Método 7 Método 5 Método 5
Método 6 Método 7
Determinación de la emisión de óxidos de azufre Determinación de la emisión de
óxidos de nitrógeno Cálculo del % de isocinetismo Recuperación de la muestra de
partículas Recuperación de la muestra de óxidos de azufre Recuperación de la
muestra de óxidos de nitrógeno Cálculos para partículas determinar la
concentración de
Método 5 Método 6 Método 7
Cálculos finales
Cálculos para determinar la concentración de óxidos de azufre Cálculos para
determinar la concentración de óxidos de nitrógeno
TABLA 7- 22 Procedimiento para la medición de contaminantes [18]
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7.4.3 Método 1. Puntos de toma de muestras y medición de la velocidad de flujo
en fuentes fijas. Principio
Para obtener una medida representativa de la emisión y el flujo volumétrico
total de contaminantes desde una fuente fija, el punto de medida se selecciona
en donde la corriente es de carácter laminar o flujo no turbulento. La sección
transversal de la chimenea se divide en un número de áreas iguales, dentro de las
cuales se localiza un punto de muestra. El número de puntos de muestreo se
determina de acuerdo con la localización de los mismos y el diámetro del ducto
(o el diámetro equivalente para chimeneas rectangulares).
Número mínimo de puntos de muestreo
0.5 50
Número de diámetros del ductocorriente arriba* (Distancia A) 1.0 1.5 2.0
2.5
Perturbación
40
A Sitio de muestreo
30 24 ó 25 20 20 16 12 10
*Desde el punto de cualquier perturbación (curva, expansión, contracción, etc.)
B
8ó9 Perturbación 9 10
Aplicabilidad
Este método es aplicable para corrientes de gas de fuentes fijas. No se puede
usar en las siguientes situaciones: Cuando el flujo es ciclónico o en remolino
En chimeneas con un diámetro menor a 0,3 m ó menor 0,071 m2. Cuando el sitio de
medida se encuentra a menos de dos (2) diámetros corriente abajo de la salida o
a menos 0,5 diámetros corriente arriba desde una perturbación de flujo (curva,
expansión o contracción).
0 2 3 4 5 6 7 8 Número de diámetros del ducto corriente abajo* (Distancia B)
* desde el punto de cualquier perturbación (curva, expansión, contracción,
etc.)
Este método contiene procedimientos especiales o variaciones procedimentales,
para la determinación del punto de muestreo en el caso de flujo ciclónico, para
las fuentes cuyo punto de muestreo este situado a menos de dos diámetros,
corriente abajo, de la salida o a menos de 0,5 diámetros corriente arriba de la
perturbación del flujo.
7.4.4 Método 1A Puntos de toma de muestras y de medición de velocidad para
fuentes fijas en pequeños ductos o chimeneas
Sección transversal de la chimenea circular, dividida en 12 áreas iguales
indicando la localización de los puntos de muestreo, en el centro de cada área
Sección transversal de una chimenea rectangular dividida en 12 áreasiguales con
los puntos de muestreo en el centro de cada área.
Es un método equivalente del Método 1, cuyo principio y aplicabilidad está
limitado a chimeneas o ductos con diámetros menores a 0,3 m y mayores o iguales
a 0,1 m. En ductos menores a 0,1 m de diámetro se deben aplicar otros métodos
de estimación como el balance de masa y los factores de emisión.
FIGURA 7- 3 Número mínimo de puntos de muestreo
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7.4.5 Método 2 Determinación del caudal y la velocidad del gas en la chimenea
(Tubo Pitot tipo S) Principio
Para establecer la velocidad del gas en el ducto de emisión se usan las
lecturas de la medida de la presión diferencial con un tubo de Pitot tipo S
(Stausscheibe u opuesto). La velocidad del gas esta condicionada directamente
por la humedad, densidad y temperatura de emisión. El calculo del caudal total
se determina mediante el calculo de la velocidad y área total del ducto, como
lo establece el método.
7.62 cm (3 pulg.)
Sensor de temperatura Tubo Pitot tipo S Conexión libre de escapes
Aplicación
Se utiliza para la medida del promedio de velocidad de una corriente gaseosa y
para cuantificar el flujo de gas. El procedimiento no es aplicable en puntos de
medición que no cumplan los criterios del método 1, tampoco es aplicable a
mediciones directas en corrientes con flujo ciclónico o con remolinos, en cuyo
caso deberán utilizarse métodosalternativos. Los principales equipos requeridos
para la aplicación del método, normalmente vienen incorporados a un muestreador
isocinético, pero también se pueden adquirir independientemente, ellos son:
Tubo de Pitot tipo S, (presión de velocidad y estática) Medidor de presión
diferencial, manómetro inclinado o equivalente Medidor de temperatura,
termocupla, termómetro líquido o bimetálico Barómetro para presiones
atmosféricas Tubo de Pitot estándar para la calibración del tubo de Pitot tipo
S
Manómetro
1.90-2.54 cm (0.75-1.0 pulg.)
El procedimiento, en términos generales, consiste en:
Medir la presión diferencial, estática y las temperaturas en los puntos
establecidos por el Método 1. Determinar la presión barométrica en el punto de
medida Determinar el peso molecular seco utilizando (Método 3) Determinar el
contenido de humedad de los gases (Método 4)
FIGURA 7- 4 Tubo Pitot tipo S
Los instrumentos de medida deben ser continuamente calibrados y normalizados de
acuerdo a los estándares que establece la EPA o la autoridad ambiental
competente, con el objeto de reducir el error instrumental en la medición.
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7.4.6 Método 3 Análisis del gas para la determinación del peso molecular seco
Principio
Una muestra de gas es extraída de la chimenea por uno de los siguientes
procedimientos: Muestra puntual (en un solo punto)
Sonda
Medidor de flujoVálvula Tanque de equilibrio
Muestra compuesta (varias muestras en un solo punto)
Muestra compuesta (en varios puntos) La muestra de gas se analiza para
determinar su peso molecular seco mediante la cuantificación del contenido de
CO2%, O2% y CO% en la corriente, se puede utilizar un analizador Orsat o un
analizador Fyrite.
Filtro (lana de vidrio) Válvula
Bomba
Desconexión rápida
Aplicabilidad
Este método es aplicable para determinar la concentración de CO2, O2 y el peso
molecular seco de una muestra proveniente de la corriente de gas de un proceso
de combustión, con combustible fósil, puede ser aplicado en otros procesos,
donde se ha determinado que compuestos como el CO y el N2 no están presentes en
concentraciones que afecten los resultados.. Otros métodos y sus modificaciones
que también son aplicables, pero que están sujetos a la aprobación de las
autoridades competentes, son: Cálculos estequiométricos para determinar el peso
molecular seco. Asumir un valor de peso molecular seco de 30, en procesos de
quemado de gas natural, carbón o aceite.
Contenedor rígido
Llave de tres vías Llave de dos vías
Pirogalol alcalino Potasa cáustica
Saco
Bureta de gas
A la atmósfera Aspirador de goma
El analizador Orsat, tiene una precisión del 1 al 2%, en este equipo la muestra
pasa por una serie de absorbentes líquidos que retienen el CO2 (KOH), O2
(Pirogalato alcalino) y CO (Cloruro cuproso). Antes y después de cada paso de
absorción se mide el volumen de gas, la disminución en el volumenrepresenta la
cantidad de constituyente presente en la muestra. Una vez conocida la
composición del gas, se calcula el peso molecular seco, como lo describe el
método. Se puede inducir error en los resultados por la saturación de los
reactivos absorbentes, mala preparación o deficiente operación del equipo
analizador.
Cloruro cuproso amoniacal
Entrada de gas
Frasco de nivel
Tubo de goma
FIGURA 7- 5 Tren de muestreo integrado de gas y aparato de Orsat
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Camisa de agua
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7.4.7. Método 3A Determinación de la emisión de O2 y CO2 a partir de fuentes
fijas (Analizador instrumental) Principio
Una muestra es continuamente extraída de la corriente de gas y transferida a un
analizador instrumental para la determinación de O2 y CO2.
TRANSMISOR DE EMISIONES VARIABLES
REFLECTOR DE EMISIONES VISIBLES
SONDA/TRANSMISOR EX4700A PARA CO/CO2/H2O SO2/NO SONDA/TRANSMISOR SM8160
Aplicabilidad
El método es aplicable para la determinación de O2 y CO2 en emisiones desde
fuentes fijas, de manera puntual, para mediciones continuas o en línea, cuando
las regulaciones así lo especifican o se requiere tener un control detallado
sobre el proceso de combustión. En este caso el registro de las concentraciones
de CO2 y O2 es transmitida directamente al centro de control donde se lleva el
registro histórico y se realizan los ajustes al proceso de
combustión.ANALIZADOR OXÍGENO
FLUJO UNIDAD DE CONTROL
La sensibilidad del analizador es determinado por el diseño del mismo equipo y
de acuerdo a los requisitos operativos de la planta. Para este método, una
porción del rango analítico es seleccionado cerrando el span del sistema (rango
de concentración que despliega el equipo de monitoreo). El límite máximo se
selecciona de tal forma que el promedio de la concentración de CO2 y O2 medido
esté 20% por debajo del límite superior del rango. El límite mínimo detectable
depende del diseño mismo del sistema; este límite debe estar 2% por debajo del
límite inferior del rango. Estos equipos utilizan diferentes métodos analíticos
para determinar la emisión de CO2 y O2, entre ellos: Analizador ultravioleta
(UV) Infrarrojo no dispersivo (NDIR) Fluorescencia Los resultados de la
mediciones, por cualquiera de los métodos equivalentes, deben ser validadas,
mediante la comparación con mediciones por el método de referencia y el equipo
de medición debe ser calibrado de manera periódica, como lo establezca el
fabricante.
CONTROLADOR COMPUTADOR OPCIONAL
UNIDAD DE CONTROL DE EMISIONES VISIBLES
SALA DE CONTROL
FIGURA 7- 6 Analizador instrumental para determinar la emisión de O2 y CO2
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7.4.8 Método 4 Determinación del contenido de humedad en los gases de chimenea
Principio
Una muestra de gas es extraída a una velocidadconstante desde la fuente, la
humedad es removida y determinada volumétrica y gravimétricamente.
Filtro (dentro y/o fuera de la chimenea) Pared de la chimenea
Sonda
Tubo de sílica gel
Baño de hielo Medidor de vacío Impingers miniatura Válvula de by-pass
Aplicabilidad
El método contiene dos procedimientos básicos aplicables: el primero es el de
referencia para la determinación exacta del contenido de humedad. El segundo es
un método de aproximación (cálculos estequiométricos, experiencia previa, etc)
por medio del cual se obtiene una aproximación del contenido de humedad, con el
objeto de establecer parámetros previos sobre la corriente y ajustar las
condiciones de flujo, succión etc, del muestreo isocinético.
Termómetros Orificio
El método de referencia consiste en hacer pasar el gas extraído de la corriente
a través de varios impactadores o burbujeadores de vidrio, en baño de hielo,
que contienen volúmenes y pesos conocidos de agua y sílica gel. El agua se
condensa en los impactadores y alguna humedad remanente es atrapada por la
sílica gel, las diferencias de volumen de agua y peso inicial y final de la
sílica, corresponden a la humedad contenida en los gases, el calculo se realiza
utilizando los datos de medición de los parámetros termodinámicos de la
corriente principal. Los resultados encontrados por el método de referencia
pueden presentar problemas cuando se usa en corrientes de gas saturado de vapor
de agua o que contienen agua liquida. Para estas condiciones se deben
realizarmediciones adicionales que incluyen: el uso de cartas psicrométricas o
tablas de vapor saturado. No es aconsejable usar el método de aproximación o
estimación teórica, ya que existen procedimientos alternativos aceptables,
entre ellos, el uso de: tubos desecadores, técnicas de termómetro húmedo y
seco, y técnicas de condensación. El procedimiento descrito en el método N° 5
es aceptable como método de referencia, de todas maneras cualquier método esta
sujeto a la aprobación de la autoridad competente.
Contador de gas seco
Válvula principal Bomba
FIGURA 7- 7 Tren de muestreo del contenido de humedad
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7.4.9 Método No 5 Determinación de la emisión de partículas a partir de fuentes
fijas Principio
Para la determinación de la emisión de partículas por este método se deben
realizar los procedimientos y métodos de referencia 1, 2, 3, y 4, como
prerrequisito o parte integral del método 5.
Sonda
Sensor de temperatura
Termómetro Caja caliente
Termómetro
Válvula de cheque
Tubo pitot inverso
Pared de la chimenea Manómetro
Orificio
Tren de impingers, puede ser reemplazado por condensador equivalente
Para el caso de la medición de partículas, es necesario tener en cuenta que
cuando existe una perturbación en el ducto, las partículas sólidas
transportadas no siguen necesariamente las líneas de flujo del gas, ni en
dirección ni en velocidad,debido a las fuerzas inerciales, al tamaño, perfil y
peso de las partículas. Éstas tienden a seguir trayectorias lo más rectilíneas
posibles, con independencia de la trayectoria del gas lo cual está ligado a la
geometría del ducto. Las partículas ligeras tienen una inercia muy baja y
siguen bien a la corriente de gas. Este fenómeno origina segregación y falta de
homogeneización de las partículas en los gases, lo cual dificulta el proceso de
medida de la concentración y la evaluación de las emisiones.
La muestra de gas debe tomarse de la chimenea de tal manera que la velocidad de
succión del gas sea igual a la velocidad con la que circula el gas en la
chimenea (isocinetismo). Se deben conservar los valores de temperatura y
humedad en el recorrido de la muestra, desde la boquilla hasta la captura y
almacenamiento, con el objeto de evitar la segregación de las partículas o su
deposición en el recorrido.
Ciclón Filtro Termómetros
Impingers Válvula de by-pass
Medidor de vacío
Línea de vacío
Contador de gas seco
Válvula principal Bomba
FIGURA 7- 8 Tren de muestreo para determinar la emisión de partículas
En Colombia el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación ICONTEC,
a través de la norma NTC-ISO 9096 normaliza el procedimiento para la determinación
de la concentración y la tasa de flujo másico de material particulado dentro de
los ductos de conducción de gas a partir de fuentes fijas por el método
gravimético, el cual es basado en el Método No. 5.
El material particulado ygas son succionados (isocinéticamente) desde la
corriente principal, se hacen pasar a través de un filtro de fibra de vidrio
(0,3 µm) a una temperatura en el rango de 120±14sC. Las partículas quedan
retenidas en el filtro y los gases pasan al tren de condensación. La masa de
partículas es determinada gravimétricamente. La emisión se calcula de acuerdo a
los parámetros de la emisión medidos en los muestreos preliminares y durante el
muestreo Isocinético. No son considerados como muestreos isocinéticos validos,
aquellos cuya constante isocinética se encuentre fuera del rango de 90-110.
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Aplicación
Se usa para la determinación de la emisión de material particulado a partir de
fuentes fijas que operan con combustible, líquido o sólido y que tiene algún
contenido de azufre.
7.4.10 Método 9 - Método alternativo 1. Determinación de la opacidad de
emisiones de fuentes estacionarias
Existen dos métodos avalados por la EPA para la determinación de la opacidad de
una emisión de una fuente estacionaria
El primer método (Método 9) Está basado en la determinación de la opacidad por
un observador debidamente entrenado y certificado para tal fin; debido a que se
trata de una determinación visual, esta depende de variables como: el ángulo
del observador con respecto a la pluma y al sol, el punto de observación de los
vapores emitidos por la planta y la luminiscenciadebida al color de contraste
entre la pluma y el fondo entre otros. El segundo método (Método alternativo 1)
Consiste en la determinación de la opacidad por un método lumínico, un rayo de
luz laser pasa a través de la pluma de una chimenea, el material particulado
crea una dispersión del rayo que es captada por un sistema de detección; el
nivel de dispersión del rayo indica la opacidad de la pluma. Una de las
ventajas de este método radica en la posibilidad de realizar las mediciones a
cualquier hora del día y sin importar las condiciones meteorológicas, acoplado
a un sistema en línea para mediciones continuas.
El equipo de muestreo se compone de un tren de muestreo y una unidad de
control, donde se miden los parámetros de presión de la chimenea y succión,
flujo y temperaturas. Los siguientes son los componentes principales de un
equipo Isocinético:
Boquilla, construida en acero inoxidable Sonda de muestreo en borosilicato o
cuarzo con sistema de calentamiento Tubos pitot tipo S (método 2), medidor de
presión diferencial, 2 manómetros inclinados o equivalentes (método 2)
Manómetro para leer la presión de succión (aˆ†P) Tren de condensación (método
4) Medidor de vacío Sistema de medición de temperaturas en diferentes puntos
Medidor de gas seco Bomba de vacío Barómetro de mercurio o aneroide
El primer paso para el inicio de las mediciones es la realización de la curva
de calibración del aˆ†P (abertura del orificio de succión) vs caudal de succión
registrado por el medidor de gas seco, para lascondiciones de sitio (presión y
temperatura). Es importante anotar que la mayoría de componentes del equipo de
medición isocinético lo constituyen elementos de precisión que son sometidos a
trabajo pesado y por lo tanto deben ser calibrados regularmente por un
laboratorio autorizado, ya que los valores de calibración de fabrica varían con
el uso e introducen errores en los resultados. En el mercado existe diversidad
de oferta de equipos de medición para muestreos isocinéticos, aprobados y
estandarizados por la EPA, otros equipos ensamblados en el país pueden cumplir los
requisitos técnicos, sin embargo, su uso deberá ser aprobado por la autoridad
competente.
El método es útil para correlacionar la opacidad con el contenido de material
particulado en la emisión, determinado por medio de un método debidamente
avalado (p. ej. El Método 5 EPA), se puede sistematizar el monitoreo de los
niveles de partículas producidas por una planta termoeléctrica con la
implementación de un sistema de monitores de opacidad. Es importante tener en
cuenta que factores como el vapor de combustión contenido en la pluma de salida
de la chimenea pueden incidir de manera directa en el valor de opacidad medido
por el sistema de monitoreo, lo cual afecta el valor inferido de material
particulado de la emisión. La utilización de este método como sistema de
monitoreo para partículas debe ser avalado por la autoridad ambiental
competente.
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7.4.11 Método No 6 Determinación de la emisión de SO2 a partir de fuentes fijas
Principio
Para la determinación de la emisión de SO2, por este método se realizan los
procedimientos básicos descritos en los métodos N° 1, 2, 3 y 4. Las neblinas
ácidas (H2SO4, SO2 y SO3) los gases se hacen burbujear a través de soluciones
absorbentes especificas y se valora su concentración por métodos volumétricos
(titulación).
Sonda empaquetada con cuarzo o vidrio pyrex Pared de la chimenea Lana de vidrio
Burbujeador
Impingers miniatura
Termómetro
Tubo de sílica gel
Aplicabilidad
Este método es aplicable para la determinación de la emisión de neblinas ácidas
de azufre a partir de fuentes fijas. El límite mínimo detectable de este 3
método se ha establecido en 34 mg de SO2/m . Aunque no se ha establecido un 3
límite máximo, se ha demostrado que se pueden recoger hasta 80,000 mg/m de SO2,
usando dos impingers, que contienen cada uno 15 ml al 3% de peróxido de
hidrógeno y a un caudal de muestreo de 1 lpm durante 20 minutos. Basados en
cálculos teóricos, el límite máximo de concentración en una 3 muestra de 20 l
es de cerca de 93,000 mg/m .
Termómetro Medidor de flujo Baño de hielo
Contador de gas seco
Tanque de equilibrio
Válvula de aguja Bomba
Existen posibles interferencias por amonio libre, cationes solubles en agua y
floruros. Los cationes y floruros son removidos por filtros de lana de vidrio y
un burbujeador con isopropanol. Para laaplicación de este método es necesario
conocer en detalle las características y posible composición de los gases efluentes.
El método presenta la opción de determinar SO2 simultáneamente con material
particulado y humedad, por medio de la combinación del presente método con el
método N° 5, como sigue:
En el Método No 5 se reemplaza el agua de uno de los burbujeadores con una
solución de peróxido de hidrogeno al 3%. Se reemplaza el agua de uno de los
bubujeadores del método 5 por una solución de isopropanol (filtro peróxido).
Los análisis de laboratorio de las muestras que contienen las neblinas ácidas
se deben realizar de acuerdo al procedimiento del método 8.
FIGURA 7- 9 Tren de muestreo para determinar la emisión de SO2
En Colombia el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación ICONTEC,
a través de la norma NTC-ISO 7934 normaliza el procedimiento para la determinación
de la concentración másica de SO2 el cual es basado en el Método No. 6.
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7.4.12 Método No 6A Determinación de SO2, humedad y CO2 a partir de fuentes de
combustión de combustible fósil Principio
El principio de colección de muestra es el mismo del método 6 excepto que
además, de la humedad y el SO2, se colecta el CO2 en el mismo tren de muestreo.
Las fracciones de humedad y CO2 se determinan gravimétricamente.
7.4.13 Método 6B Determinación de SO2 y CO2 como promedio diario a partirde
fuentes de combustión de combustibles fósiles Principio
Una muestra de gas se extrae de la chimenea, en el punto de muestra, de manera
intermitentemente durante un período de 24 horas o menor. El muestreo se puede
realizar también en continuo si se modifica el sistema de muestra. El SO2 y el
CO2 se separan y colectan en el tren de muestreo. El SO2 se determina por el
método de titulación y el CO2 se determina gravimétricamente.
Aplicabilidad
Este método aplica para la determinación de SO2 y CO2 a partir de fuentes de
combustión con combustibles fósiles, en términos de concentración (mg/m3) y de
la tasa de emisión (ng/J). La humedad, si es considerada, puede ser también
determinada en % por este método.
Aplicabilidad
Este método aplica para la determinación de SO2 y CO2 a partir de fuentes de 3
combustión en términos de concentración (ng/m ) y de la tasa de emisión (ng/J),
en períodos de hasta de (24 horas) y reportados como promedio diario.
El límite mínimo y el límite máximo de detección de SO2, son similares a los
descritos en el método 6, las interferencias por amonio libre, cationes
solubles en agua y floruros también pueden inducir error en las mediciones por
este método. Para una muestra de 20 litros, el método tiene una precisión de
0,5% para concentraciones entre 2,5 y 25% de CO2 y una precisión del 1% para
concentraciones de humedad de hasta el 5%. La muestra es succionada de la
corriente de gas de la chimenea y se hace burbujear a través de soluciones de
isopropanol y peróxidode hidrogeno para retener las neblinas ácidas (SO2 y SO3,
según método 6) para su posterior análisis en el laboratorio. El CO2 es
atrapado sobre sílica impregnada de hidróxido de sodio, una vez se le ha
retirado y medido la humedad, se determina el CO2 por gravimetría. Es
importante tener en cuenta que para la correcta aplicación de este método se
deben usar desencantes como ASCARITE II y sílica cubierta de hidróxido de
potasio, con granulometrías definidas y lana de fibra de vidrio para filtrar la
corriente de gas que entra en contacto con las sustancias absorbentes. El
método, establece claramente los tiempos de muestreo y condiciones especificas
requeridas.
El límite mínimo detectable y el límite máximo para mediciones de SO2 son los
mismos del Método 6. La EPA ha promovido y colaborado en la realización de
estudios, encaminados a determinar la repetibilidad y reproducibilidad
conseguidas por pruebas de calidad siguiendo este método. Los resultados de los
estudios a partir de 145 pruebas en campo incluyen comparaciones con el Método
3 y 6, la repetibilidad ha sido del 8 % y la reproducibilidad del 11,1%. El
equipo requerido para este método es el mismo especificado en el Método 6,
sección 2, excepto que el burbujeador de isopropanol no se usa, a cambio se
utiliza un burbujeador vacío para la colección de gotas, el cual no permite el
contacto directo entre el líquido colectado y la muestra de gas. El tren de
muestreo incluye un switch diseñado para operar en posición 'on' al
menos 2 minutoscontinuamente y en 'off' el resto del período sobre un
ciclo regulable, el muestreo debe incluir por lo menos 12 períodos de muestreo,
espaciados equitativamente en las 24 horas de muestreo.
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7.4.14 Método No 6C Determinación del SO2 a partir de fuentes fijas
(procedimiento del analizador instrumental) Principio
Una muestra de gas es continuamente extraída de la corriente de gas principal y
una porción de la misma se conduce a un analizador instrumental para la
determinación de la concentración de SO2. El analizador puede utilizar
diferentes técnicas de medición y análisis, las recomendadas por este método
son: Ultravioleta - Visible (UV), Infrarrojo no dispersivo (NDIR) y
Fluorescencia.
TRANSMISOR DE EMISIONES VARIABLES
REFLECTOR DE EMISIONES VISIBLES
SONDA/TRANSMISOR EX4700A PARA CO/CO2/H2O SO2/NO SONDA/TRANSMISOR SM8160
Aplicabilidad
Este método es aplicable para la medición, puntual, continua o en línea, de las
emisiones de SO2, según lo especifique la autoridad ambiental o por
requerimientos propios del operador para tener un control sobre sus emisiones y
equipos de control de SO2. Cuando el sistema se instala para operación continua
o en línea, los resultados son enviados al centro de control donde se lleva un
registro histórico de las variaciones en la emisión y se realizan los ajustes
necesarios a los equipos de control o contenido de azufredel combustible.
ANALIZADOR OXÍGENO
FLUJO UNIDAD DE CONTROL
El rango del analizador deberá estar acorde con el diseño del equipo de control
o fuente de combustión. El límite máximo del rango de medición del equipo, debe
seleccionarse de tal forma que la concentración equivalente y la emisión
estándar del parámetro de medición no sea menor que el 30% del límite máximo a
medir. Si durante algún momento de la medición la concentración del gas excede
el límite máximo, la medición debe considerarse invalida y el equipo deberá
recalibrarse. El Límite mínimo detectable, para un buen sistema, debe estar por
debajo del 2% del límite inferior del rango de concentración de medición. Por
lo general, estos equipos se comercializan con sistemas de calibración,
manuales o automáticos, y el fabricante especifica la periodicidad y necesidad
de calibración de acuerdo a las condiciones de operación. La autoridad
ambiental puede requerir los registros de calibración del equipo con el objeto
de validar las mediciones.
UNIDAD DE CONTROL DE EMISIONES VISIBLES
CONTROLADOR COMPUTADOR OPCIONAL
SALA DE CONTROL
FIGURA 7- 10 Analizador instrumental para determinar el SO2
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7.4.15 Método No 7 Determinación de los óxidos de nitrógeno a partir de fuentes
fijas Principio
Una muestra puntual es recogida, por medio de vacío, en un matraz colector, el
cual contiene unasolución absorbente de ácido sulfúrico diluido y peróxido de
hidrógeno. Los óxidos de nitrógeno reaccionan con la solución absorbente
(excepto el óxido nitroso) y forman un complejo que es coloreado usando el
procedimiento del ácido fenoldisulfónico (PDS). La concentración de NOx se
determina por medio de espectrofotometría ultravioleta visible.
Vacío Sonda Válvula del frasco Purga Toma de muestras
Bulbo
Válvula de la bomba Bomba
Filtro Frasco Protección del frasco Termómetro
Evacuación Venteo Purga Manómetro Espuma
Aplicabilidad
Es aplicable para la medición puntual de emisiones de óxidos de nitrógeno
provenientes de fuentes estacionarias. Se usa para medir concentraciones en el
3 rango de 2 a 400 miligramos de NOx/m estándar seco de gas (expresado como
NO2), para una muestra sin diluir. Los principales equipos y materiales
utilizados por este método son: Sonda toma muestra de vidrio de borosilicato,
teflón o acero inoxidable, con calentamiento para evitar condensación y filtro
para retirar material particulado de la muestra. Matraz colector de muestra de
2 l en borosilicato y válvula de tres vías. Fondo redondo, cuello corto y
apertura torneada estándar 24/40, protegido contra implosión o rompimiento.
Medidor de temperatura, dial tipo termómetro capaz de medir 1sC (2sF)
intervalos de 0.5 a 50sC (25 a 125sf) Línea de vacío, para hacer vacío en el
matraz colector a 75 mm de Hg (3 in Hg) presión absoluta, con conexión en T.
Manómetro para medir el vacío del matraz colector Barómetro, paramedir presión
atmosférica
Frasco de fondo redondo con cuello corto con manga
FIGURA 7- 11 Tren de muestreo para determinar NOx
El método es utilizado para mediciones de control y como prueba de recepción de
equipos. Para garantizar las emisiones de NOx cuando se instalan quemadores de
bajo NOx. El análisis, procedimientos de laboratorio y condiciones de muestreo
son factores determinantes de la confiabilidad de los resultados.
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7.4.16 Método N° 7A Determinación de la emisión de óxidos de nitrógeno a partir
de fuentes fijas (Método de cromatografía iónica) Principio
Una muestra puntual es recogida, por medio de vacío, en un matraz colector, el
cual contiene una solución absorbente de ácido sulfúrico diluido y peróxido de
hidrógeno. Los óxidos de nitrógeno, excepto el óxido nitroso se oxidan a
nitrato y se determina su concentración por medio de cromatografía iónica.
Una muestra integrada se extrae desde la chimenea y se recoge en una solución
de permanganato - hidróxido de sodio/potasio. El nox (NO + NO2) se oxida a ion
nitrito y nitrato. El nitrato se reduce a ion nitrito con cadmio, el cual a su
vez se analiza por colorimetría, utilizando un espectrofotómetro ultravioleta
visible.
Aplicabilidad
El método se aplica para la determinación de la emisión de nox a partir de
generadores de vapor y energía que utilizan combustible fósil, plantas deácido
nítrico u otras fuentes especificadas en la regulación. No es aplicable en
plantas en donde se utiliza la inyección de amoniaco para el control de nox, a
menos que se corrijan los resultados. Este método no ofrece ninguna desviación
significativa con respecto al Método 7. En el laboratorio, la desviación
estándar para una medida puntual es de 2,8 a 2,.9 para concentraciones de 201 y
268 ppm de nox, respectivamente. El límite más bajo detectable es de 13 mg de
nox 3 /m como NO2 (7 ppm de nox).
Aplicabilidad
Este método aplica para la medición de óxidos de nitrógeno a partir de fuentes
fijas; puede ser utilizado como una alternativa del Método 7, si la
concentración en la chimenea esta dentro del rango analítico, el cual varia
entre 125 y 1250 3 mg nox/m estándar seco de gas (expresado como NO2).
Concentraciones más altas pueden ser analizadas por dilución de la muestra. El
límite más bajo de 3 dilución es aproximadamente de 19 mg/m (10 ppm), pero
puede variar de acuerdo con la sensibilidad del instrumento analítico.
Los principales equipos y materiales utilizados por este método son los
descritos para el método 7, excepto por el cromatógrafo iónico, el cual es
utilizado para el análisis de la muestra en el laboratorio. El método es
utilizado para mediciones de control y como prueba de recepción de equipos.
Para garantizar las emisiones de NOx cuando se instalan quemadores de bajo NOx.
El análisis, procedimientos de laboratorio y condiciones de muestreo son
factores determinantes de laconfiabilidad de los resultados.
Las posibles interferencias son el SO2 y el amonio. Altas concentraciones de
SO2 consumen permanganato, reduciendo la eficiencia de colección del NOx. Sin
embargo, cuando el muestreo de las emisiones se hace en una planta de
generación eléctrica que quema carbón, con un contenido de azufre del 2.1% sin
control de las emisiones de SO2, la eficiencia de la colección no se reduce.
Cálculos realizados han demostrado que muestras con 3000 ppm de SO2, reducen el
permanganato únicamente en el 5%, si todo el SO2 es consumido en el primer
impactador. El método es utilizado para mediciones de control y como prueba de
recepción de equipos. Para garantizar las emisiones de NOx cuando se instalan
quemadores de bajo NOx. El análisis, procedimientos de laboratorio y
condiciones de muestreo son factores determinantes de la confiabilidad de los
resultados.
7.4.17 Método No 7C Determinación de la emisión de óxidos de nitrógeno a partir
de fuentes fijas (Método permanganato alcalino por colorimetría) Principio
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7.4.18 Método N° 7D Determinación de la emisión de óxidos de nitrógeno a partir
de fuentes fijas (Método permanganato alcalino / cromatografía iónica) Principio
Una muestra integrada es extraída desde la chimenea y colectada en una solución
alcalina de permanganato; el nox (NO + NO2) se oxida hasta nitrato (NO3 ), el
cual es analizado porcromatografía iónica.
Principio Una muestra de gas es continuamente extraída desde la chimenea, una
porción de la muestra es conducida a un analizador instrumental por
quimioluminiscencia para la determinación de la concentración de nox en la
muestra, la concentración en la corriente se halla usando los parámetros
termodinámicos de la fuente.
El método de quimioluminiscencia, se basa en la generación de fotones por la
reacción del NO con el O3 para oxidarlo a NO2. Del orden del 10% del NO2
producido se encuentra en estado excitado. Una parte de estas moléculas,
excitadas, al volver a su estado fundamental, emiten radiación en la zona
infrarroja del espectro. La intensidad de la emisión infrarroja es proporcional
al caudal másico de NO2 y se mide mediante un fotomultiplicador, después de
pasar por un filtro óptico, el cual selecciona la longitud de onda de la
emisión que se quiere medir.
Aplicabilidad
El método se aplica para la determinación de la emisión de nox a partir de
generadores de vapor y energía que utilizan combustible fósil, plantas de ácido
nítrico u otras fuentes especificadas en la regulación. No es aplicable en
plantas en donde se utiliza la inyección de amoniaco para el control de NOx, a
menos que se corrijan los resultados.
El límite inferior detectable es similar al especificado por el Método 7C. El
límite superior no ha sido establecido, sin embargo, cuando se utilizan las
recomendaciones para las condiciones de muestreo, el método ha alcanzado a
colectar emisiones de hasta 1782mg NOx/m3 como NO2. Las posibles interferencias
del método son las mismas que se discutieron en el método anterior. El método
no ofrece ninguna desviación relativa al Método 7. En el laboratorio, la
desviación estándar relativa para una medida fue de aproximadamente 6% a 200 o
270 ppm de NOx. Con respecto al anterior método, la única diferencia es que
después del proceso de oxidación, con el mismo absorbente químico, el análisis
es instrumental por medio de por cromatografía iónica. El método es utilizado
para mediciones de control y como prueba de recepción de equipos. Para
garantizar las emisiones de NOx cuando se instalan quemadores de bajo NOx. El
análisis, procedimientos de laboratorio y condiciones de muestreo son factores
determinantes de la confiabilidad de los resultados.
Aplicabilidad
Para la determinación de la concentración de los óxidos de nitrógeno a partir
de fuentes fijas, de manera puntual, continua o en línea, si así lo especifica
la autoridad ambiental o por requerimientos propios del operador.
La sensibilidad del analizador es determinada de acuerdo a los requisitos operativos
de la planta. Una porción del rango analítico es seleccionado cerrando el span
del sistema (rango de concentración que despliega el equipo). El límite máximo
se selecciona de tal forma que el promedio de la concentración esté 20% por
debajo del límite superior del rango. El límite mínimo debe estar 2% por debajo
del límite inferior del rango. Estos equipos se comercializan con sistemas de
calibración,manuales o automáticos. El fabricante especifica la periodicidad y
necesidad de calibración. La autoridad ambiental puede requerir los registros
de calibración del equipo para validar las mediciones.
7.4.19 Método No 7E Determinación de la emisión de óxidos de nitrógeno a partir
de fuentes fijas (Procedimiento del analizador instrumental)
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7.4.20 Método No 20 Determinación de óxidos de nitrógeno, SO2 y diluyentes a
partir de turbinas de gas estacionarias Principio
Una muestra de gas es extraída desde la corriente de emisión de una turbina
estacionaria y es conducida a analizadores instrumentales para la determinación
de NOx y gases diluyentes (O2/CO2) contenidos en el gas de tiro. Una porción de
la muestra es retirada de la corriente de muestreo para el análisis de la
emisión de SO2, usando el Método 6 o sus equivalentes. La determinación de los
diluyentes, se hace para ajustar las concentraciones de NOx y SO2 a las
condiciones de referencia.
Filtro dentro de la chimenea Sonda caliente Gases de calibración
Línea caliente Válvula de calibración de tres vías Sistema de remoción de
humedad Válvula de control de flujo
Aplicabilidad
Este método es aplicable para la medición puntual, continua o en línea de la
emisión de NOx, SO2 y gases diluyentes (O2/CO2) a partir de turbinas de gas
estacionarias, si así lo especifica la autoridad ambiental o por
requerimientospropios del operador. El equipo requerido por este método
consiste básicamente de los siguientes subsistemas: Interfase de muestra: es
una parte del sistema que se usa para una o más de las siguientes aplicaciones:
colección, transporte y acondicionamiento de la muestra Analizador de NOx: mide
el NOx por medios instrumentales y genera una salida proporcional a la concentración
del gas en la muestra Analizador de O2: mide el O2 por medios instrumentales y
genera una salida proporcional a la concentración del gas en la muestra
Analizador de CO2: mide el CO2 por medios instrumentales y genera una salida
proporcional a la concentración del gas en la muestra Registrador de datos:
parte del sistema que suministra un registro permanente de la salida de los
analizadores instrumentales
Opciones disponibles: 1. NOx 2. O2 3. CO2 4. CO 5. SO2
Bomba
Distribuidor sencillo de gas Analizador
Válvulas de control de flujo
Salida
Registrador
FIGURA 7- 12 Tren de muestreo para determinar NOx, SO2 y diluyentes
Estos equipos se comercializan con sistemas de calibración, manuales o
automáticos. El fabricante especifica la periodicidad y necesidad de
calibración. La autoridad ambiental puede requerir los registros de calibración
del equipo para validar las mediciones.
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7.4.21 Otros métodos de medición
Determinación del material particulado sin sulfatos apartir de fuentes fijas
Método 5H Determinación de la emisión de material particulado en la chimenea a
partir de calentadores de madera Método 7B Determinación de la emisión de
óxidos de nitrógeno a partir de fuentes fijas (Espectrofotometría ultravioleta)
Método 10 y 10B Determinación de la emisión de monóxido de carbono a partir de
fuentes fijas Método 12 Determinación de la emisión de plomo inorgánico a partir
de fuentes fijas. Método 13 A Determinación de la emisión total de floruros a
partir de fuentes fijas (Método zirconio) Método 16 Determinación semicontinua
de la emisión de azufre, a partir de fuentes fijas
Adicional a los métodos de referencia y los métodos equivalentes presentados,
se encuentran disponibles, entre otros, los siguientes métodos: [14]
Método 2A Medida directa del volumen del gas a través de tuberías y pequeños
ductos Método 2B Determinación de la velocidad de flujo volumétrico del gas a
partir de incineradores de gasolina Método 2C Determinación de la velocidad del
gas y el flujo volumétrico en pequeñas chimeneas (Tubo Pitot Standard) Método
2D Medición del flujo volumétrico del gas en pequeños ductos y tuberías. Método
3B Análisis de gas para la determinación del flujo de gas corregido por exceso
de aire Método 3C Determinación de dióxido de carbono, metano, nitrógeno y
oxígeno a partir de fuentes fijas Método 5B Determinación de material
particulado sin contenido de ácido sulfúrico a partir de fuentes fijas
Método 5F
7.4.22 Métodos Alemanes para la medición de lasemisiones
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Como información adicional se incluye un listado de los métodos de medición
desarrollados en Alemania. Componente: Método:
Norma VDI 2456, Bl 1 NO + NO2 Acido fenoldisulfónico, fotómetría Norma VDI
2456, Bl 2 NO + NO2 Titulación después de la oxidación con H2O2 Norma VDI 2456,
Bl 3 NO Absorción IR Norma VDI 2456, Bl 4 NO2 Absorción UV Norma VDI 2457, Bl 1
Componentes orgánicos Cromatografía de gases Norma VDI 2459, Bl 1 CO Absorción
IR (URAS 1 y 2) Norma VDI 2462, Bl 1 SO2 Yodo - Tiosulfato Norma VDI 2462, Bl 7
SO3 Isopropanol
Como información adicional se incluye un listado de las normas editadas por el
Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación –ICONTEC.
NTC 4059
Determinación teórica de las emisiones de SO2 para unidades operadas con gas
combustible líquidos o carbón.
NTC ISO 9096
Componente: Método:
Componente: Método:
Determinación de la concentración y la tasa de flujo másico de material
particulado dentro de ductos de conducción de gas . Método gravimétrico manual
Componente: Método:
Componente: Método:
Componente: Método:
Componente: Método:
Componente: Método:
7.4.23 Normas ICONTEC
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7.5 MEDICION DEL RUIDO
Para el caso del ruido, la EPA establece recomendacionesgenerales para la
medición y estimación de los niveles de ruido ambiental, en Colombia no existe
norma especifica para la medición del ruido, por tanto se toman como referencia
las norma de la American National Standard Institute ANSI B133.8-1977 para
plantas de generación termoeléctrica a gas, la cual especifica los puntos de
medición para una unidad y múltiples unidades, FIGURA 7- 13 y las normas de la
International Standard Organization ISO 1680/1-1986 y 1680/2-1986. Antes de
presentar una metodología para la medición de ruido, es necesario conocer
algunos conceptos básicos del sonido, dentro de los cuales se encuentran:
potencia, nivel de potencia, presión, nivel de presión, intensidad y nivel de
intensidad. Potencia de sonido. La potencia del sonido, en Watt (W), describe
la energía sonora irradiada por la fuente de sonido por unidad de tiempo. Nivel
de potencia del sonido. El nivel de potencia del sonido (LW o PWL) es la
denominación en decibeles de la relación de dos potencias de sonido y se
expresa de la siguiente forma:
Lw = 10 Log W WI r dB
Donde pr es la presión de referencia, usualmente 2x10-5 Pa. Este valor equivale
aproximadamente al umbral de audición a una frecuencia de 1000 Hz. La razón de
utilizar presiones al cuadrado es que todos los sonidos consisten en
alteraciones de presión positivas (compresiones) y negativas (rarefacciones)
medidas desde la presión estática. Intensidad del sonido. La intensidad del
sonido (I) es la cantidad de energía que transporta una onda por unidad
desuperficie y tiempo, a través de una superficie perpendicular a la dirección
de propagación. La intensidad máxima que puede tolerar el oído humano es de
unos 10-4 W/cm2, mientras que la intensidad de los sonidos más débiles que se
pueden escuchar son del orden de 10-16 W/cm2. Nivel de intensidad del sonido.
El nivel de intensidad del sonido (IL) es la denominación en decibeles de la
relación de dos intensidades, expresado de la siguiente forma:
IL = 10 Log
I Ir
dB
Donde Ir es la intensidad de referencia, usualmente 10-12 W/m2. El nivel de
intensidad de sonido recibe la influencia del medio ambiente y de la distancia
a la que se encuentra de la fuente de sonido. La unidad de medida del nivel
sonoro en la escala logarítmica es el decibel (dB), unidad adimensional que se
utiliza para expresar la relación de dos valores numéricos sobre una escala
logarítmica. Debido a que los decibeles son unidades logarítmicas, no se pueden
sumar aritméticamente, es decir, cuando se tienen dos fuentes sonoras de la
misma intensidad, el nivel de ruido resultante no es la sumatoria de la
intensidad de ruido de cada fuente. Así el nivel de ruido resultante cuando se
tienen dos fuentes de ruido viene dado por la siguiente expresión: L = 10 * Log
(I1/I2) + 10 * Log 2 Donde: L= nivel de ruido resultante I1= nivel de ruido de
la fuente 1 I2= nivel de ruido de la fuente 2
Donde Wr es la potencia de referencia, usualmente tomada como 10-12 W. El nivel
de potencia del sonido es independiente de las condicionesambientales y de la
distancia a la que se encuentra la fuente de sonido. Presión del sonido. Las
ondas sonoras producen cambios en la densidad del aire conforme viaja a través
de él. Estos cambios dan lugar a fluctuaciones de presión alrededor de la
presión ambiental. La magnitud de estas fluctuaciones se denomina presión del
sonido. Nivel de presión del sonido. El nivel de presión del sonido (Lp o SPL)
es la designación en decibeles de la relación de dos presiones al cuadrado:
aŽ› p aŽž L p = 10 Log aŽœ aŽŸ aŽœ p aŽŸ aŽ raŽ
2
dB
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Cuando se realizan las medidas acústicas se recomienda seguir una serie de
pasos metodológicos para garantizar la calidad de los resultados.
2
Seleccionar los instrumentos, incluido el tipo de micrófono que se va a
utilizar. A menudo, resulta útil hacer un diagrama de bloques de todos los
instrumentos y equipamientos de ensayo. Comprobar la sensibilidad del sistema
de medida, realizando todas las calibraciones necesarias. Determinar el número
mínimo de posiciones del micrófono y su localización; dibujar un esquema
mostrando la relación entre estas posiciones y la fuente de sonido y cualquier
superficie reflectante que pueda afectar a los resultados de la medición. Medir
el nivel de ruido ambiental. Medir los niveles sonoros de la fuente,
registrando todos los valores de los parámetros relevantes seleccionados en los
instrumentos. Aplicar todaslas correcciones necesarias a las medidas observadas
Hacer un registro escrito de los datos relevantes. Estos datos incluyen los
valores de los parámetros seleccionados en los instrumentos, cualquier suceso
inusual durante el funcionamiento de la fuente de ruido y las condiciones
ambientales si son significativas.
Indices a medir
3
Debido a que el oído humano no responde de manera uniforme a los sonidos de
todas las frecuencias, en la mayoría de las consideraciones del sonido se
emplea como índice básico la escala de “nivel sonoro ponderado A” (1000 Hz), la
cual es un único número que representa un nivel sonoro que contiene una amplia
gama de frecuencias y que es representativo de la respuesta humana, resultante
de la ponderación de las frecuencias altas y bajas. Es importante resaltar que
las cifras expresadas en dB(A) por sí solas, no tienen importancia si no son
aplicadas a una distancia específica de la fuente de ruido, por ejemplo 83
dB(A) a un metro de la fuente de ruido o 60 dB(A) a 120 m de la fuente. Algunos
instrumentos de medida acústica incluyen los niveles de ponderación B y los de
ponderación C, los cuales son utilizados para una medición global o de banda
ancha de nivel sonoro y arrojan una respuesta bastante uniforme entre 50 y 5000
Hz.
4
5 6
7
8
TABLA 7- 23 Pasos a seguir para la medición del ruido [25]
Paso 1 Actividad Determinar los índices a medir: nivel de ponderación, periodos
de medición, barrido de frecuencias etc.
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7.5.1 Selección de las posiciones o puntos de medida Selección de los
instrumentos de medida del sonido
La selección de los instrumentos para la medida del sonido depende de la
finalidad de la medición, por ejemplo, si se requiere establecer el nivel de
ruido de una maquina se utiliza un analizador de bandas de octava para
determinar las características espectrales del ruido, siempre que sea de banda
ancha. Si el espectro de ruido tiene componentes de banda estrecha o frecuencia
discreta, se necesitará un analizador en bandas de tercio de octava o de bandas
finas. Otro método consiste en emplear una grabadora magnética para registrar
el ruido y realizar el análisis espectral posteriormente, en el laboratorio.
A menudo, la posición del micrófono con respecto a la fuente de sonido se
específica mediante la aplicación de una norma, tal como las ISO 1680/1-1986 y
1680/2-1986, las cuales definen los parámetros de medición de los niveles de
ruido y el mismo manual de operación del equipo, cuyo diseño y especificaciones
generalmente se encuentran asociados a una norma. En plantas de generación
termoeléctrica a gas se emplea la norma ANSI B133.8-1977, la cual especifica
los puntos de medición para niveles de ruido cercano y lejano de una o
múltiples unidades, a distancias de 1 m y de 120 m (400 ft). Ver FIGURA 7- 13.
8 1 2
8
1
2
d c
7 3
d
Sistemas de calibración
7
3
Antes ydespués de cada medición ha de llevarse a cabo una comprobación de la
calibración del sistema de medición, desde el instrumento de medición
(micrófono) hasta cualquier aparato de grabación. Se debe realizar la
comprobación de la calibración mediante un pistófono o un calibrador de sonido
de tipo altavoz, que aporta una señal acústica sinusoidal a una frecuencia y
nivel sonoro determinados. El nivel sonoro real producido por el calibrador ha
de ser determinado mediante una calibración separada. La comprobación de
sensibilidad de frecuencia única ayuda a asegurar el funcionamiento correcto de
los instrumentos. Sin una calibración válida del sistema de medición, los
resultados de las mediciones podrían ser cuestionables.
6
5
4
6
5
4
8
1
2
8
1
2
c d
7 3 7
c
d
3
6
5
4
6
5
4
Posición de medida d Distancia especifica c Centro axial de la turbina a gas
FIGURA 7- 13 Posiciones de muestreo en turbinas a gas
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Para mediciones de nivel de ruido en una comunidad las posiciones suelen
especificarse como cualquier lugar a lo largo de la línea que limita una
propiedad o allí donde es probable la existencia de una fuente de ruido o
niveles de ruido que afectan la calidad ambiental. En el caso de la medición de
ruido en fábricas, con el fin de valorar el riesgo de lesión auditiva, el
micrófono debe estar situadoa una distancia no superior a 100 m del oído de la
persona expuesta a las fuentes de sonido. Para la medición de los niveles de
presión sonora dentro de lugares de reunión u otros espacios públicos, el
micrófono debe ubicarse en las posiciones típicas de los oyentes a alturas de
1,6 m de un oyente de pie o entre 1, 2 y 1,3 m si está sentado. Las medidas no
deben realizarse a menos de un metro de una superficie reflectante, como una
pared, suelo o techo, donde las reflexiones podrían influir significativamente
sobre ellas. El número de lugares de medición debe ser suficiente como para
determinar el nivel del ruido ambiental y las características de la fuente de
ruido con la presión requerida.
7.5.2 Medición de ruido ambiental
Valor en dB que ha de restarse del nivel combinado
Paso 1
Actividad Se mide el nivel de presión sonora combinado de la fuente de ruido y
el ruido ambiental Se mide el ruido ambiental aislado mediante la desconexión
de la fuente o esperando hasta que no esté operando y no interfiera en la
medición Se calcula la diferencia entre estos dos niveles Si la diferencia
supera los 3 dB, se lee la corrección a partir de la FIGURA 7- 14 Se resta la
corrección del nivel combinado de presión sonora, medido en el Paso 1, para
obtener el nivel de presión sonora de la fuente aislada
2 3 4
5
3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
El ruido ambiental se considera como el ruido generado por todas las fuentes
distintas a la fuente de interés, incluye el ruidode origen eléctrico producido
por los instrumentos de medición y el sonido envolvente asociado con un
ambiente acústico determinado, habitualmente compuesto por sonidos de fuentes
próximas y lejanas.
Corrección del ruido ambiental
Generalmente cuando se realiza la medición del ruido lejano de una planta, el
ruido ambiental puede ser un componente importante, por lo cual no puede ser
ignorado, de manera que es necesario realizar una corrección sobre el nivel de
ruido combinado, proveniente de la planta y ambiental, que tenga en cuenta su
influencia sobre la medición. El procedimiento descrito es válido sólo si el
ruido ambiental es estable entre las mediciones. Si cambia durante la medición,
la corrección no será válida.
Diferencia en dB entre el nivel de ruido combinado y el nivel de ruido
ambiental
FIGURA 7- 14 Cálculo del nivel de ruido lejano de la fuente [25]
TABLA 7- 24 Corrección por ruido ambiental [25]
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8. SISTEMAS DE CONTROL DE EMISIONES ATMOSFERICAS Y RUIDO 8.1 INTRODUCCIÓN
MATERIAL PARTICULADO
El diseño e implementación de los sistemas de control de emisiones para cada
uno de los contaminantes depende de las características del combustible y la
tecnología usada. De esta manera la producción de monóxido de carbono e
hidrocarburos inquemados esta relacionada con la calidad de la combustión, por
lo tanto el control de estas emisiones se realizamediante una combustión
eficiente, es decir el control de inyección de aire/combustible y el control de
la temperatura de combustión. Por otro lado, cuando se utilizan combustibles
como gas natural, carbón y destilados del petróleo, no se requiere control de
materiales tóxicos, debido a que su contenido en los combustibles es muy
pequeña y por lo tanto, la emisión no es significativa. Cuando se plantea la
generación termoeléctrica con combustibles alternos, como residuos sólidos
(industriales), llantas y neumáticos, residuos de aceite motor o cualquier otro
combustible cuya composición es desconocida o no es usado convencionalmente, es
necesario tener en cuenta la emisión de tóxicos y se requiere realizar análisis
detallados de su composición y posibles implicaciones en las emisiones, así
como los sistemas de control necesarios. Dado lo anterior, la discusión sobre
los sistemas de control de las emisiones esta enfocado hacia el control de
material particulado, SOx, NOx y ruido. La implementación de un sistema depende
de los requerimientos ambientales gubernamentales, de la tecnología, el tipo de
planta y el combustible empleado, lo cual se encuentra íntimamente ligado al
análisis de tipo económico y financiero, sobre la decisión del generador de
invertir en sistemas de control y usar combustibles sucios y baratos, o usar
combustibles limpios y caros, con una baja inversión en sistemas de control de
emisiones.
Colectores ciclónicos Lavadores de gases Filtros de mangas Precipitadores
electrostáticosHumectación de patios Empradización de patios ceniza
de
SOX
Desulfurización Control calidad del combustible Lavado de combustible
NOx
Recirculación de gas de tiro Inyección de agua o vapor Inyección de combustible
etapas Inyección de oxígeno puro Combustión por etapas Inyección de aire por
etapas Reburning Reducción catalítica
por
RUIDO
Aislamiento de la vibración Mantenimiento de maquinaria y equipos
Revestimientos Silenciadores Cerramientos totales Barreras
FIGURA 8- 1 Sistemas de control de emisiones atmosféricas y ruido
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8.2 CONTROL DE LA EMISION DE MATERIAL PARTICULADO
Fuel Oil No.2 Gas Natural Ciclo Stig Fuel Oil No.2 Carbón Gas Natural Ciclo
Rankine con turbina a vapor Fuel Oil No.2 Fuel Oil No.6 Crudo de Castilla
Biomasa Residuos pesados Ciclo combinado Gas Natural Fuel Oil No.2 Gas Natural
Motores Fuel Oil No.2 Fuel Oil No.6 Carbón
La selección del tipo de control de partículas producidas durante el proceso de
combustión depende de muchas variables, entre las que se encuentran: Flujo
volumétrico total (caudal) Eficiencia colectora requerida Características
físicas y químicas de las partículas Distribución granulométrica de las
partículas Concentración de partículas en la corriente de gas Temperatura,
presión y humedad de la corriente de gas Consumo de energía Disponibilidad
Requisitos de mantenimiento La selección del sistemade control del material
particulado producido en los patios de carbón y de ceniza no depende de las
características del proceso de combustión, depende del control operativo
empleado, según los requerimientos de cada planta. Los sistemas de control de
partículas más usados en la industria de la generación se muestran el la TABLA
8- 1. [58]
IGCC
Biomasa Residuos pesados Carbón
AFBC Biomasa Carbón PFBC Biomasa
TABLA 8- 1 Control de material particulado - tecnología/combustible
Sistemas de control Tecnologia Turbina a gas Combustible Gas Natural Ciclones
Lavadores de gases Filtros de mangas Precipitadores electrostáticos Humectación
de patios
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GAS PURIFICADO LOCALIZADOR DEL VÓRTICE REMOLINO GAS IMPURO
Colectores ciclónicos
En los colectores ciclónicos la corriente gaseosa es forzada a una trayectoria
de espiral dentro de una estructura cilíndrica y fondo cónico, el material
particulado es separado por las fuerzas centrífugas que se generan dentro del
equipo, las partículas de mayor tamaño se depositan en el fondo cónico y las de
menor tamaño continúan la trayectoria inicial.
Los colectores ciclónicos se emplean para eliminar partículas con tamaño de 10
µm o mayor, cuando el polvo es grueso, las concentraciones son bastantes 3
altas (superiores a 1gr/ft ), se desea clasificación de las partículas y no se
requiere una eficiencia muy alta.
NÚCLEODEL VÓRTICE
VÓRTICE PRINCIPAL CILINDRO
CONO
Lavadores de gases
A LA TOLVA DE ALMACENAMIENTO
Los lavadores de gases son aparatos colectores de polvo o sustancias
contaminantes, los cuales por medio del rocío de una sustancia líquida (agua),
finamente atomizada, lavan las partículas o sustancias contaminantes de la
corriente gaseosa, arrastrándolas a lo largo de la trayectoria. El tamaño de
las partículas removidas varía entre 0.1 y 20 µm. Los lavadores de gases pueden
ser de tres tipos: lavadores de cámara de aspersión, lavadores ciclónicos y
lavadores venturi.
Los lavadores de gases se utilizan cuando es necesario eliminar partículas
finas a una eficiencia relativamente alta, cuando se requiere enfriamiento y
recolección de material lavado, cuando los gases son combustibles y es necesario
eliminar los contaminantes tanto gaseosos como partículas.
FIGURA 8- 2 Colector Ciclónico Múltiple
SALIDA DEL GAS DE TIRO
DESNUBELIZADOR AGUA ENTRADA DEL GAS DE TIRO
El residuo líquido de los lavadores de gases se debe conducir hasta un tanque sedimentador,
de donde se remueve el material sólido que es dispuesto en un relleno sanitario
especial o patio de cenizas. El sobrenadante puede ser recirculado en el
lavador y en caso de remover cualquier otra sustancia contaminante debe ser
tratado adecuadamente.
AGUA CONTAMINADA
A LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUA
FIGURA 8- 3 Lavador de gases
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Filtros de mangas
FILTRO
En este tipo de control el gas pasa a través de una serie de filtros en forma
de manga o bolsa, cuya estructura porosa permite que el material particulado
sea retenido. El sistema de filtros de mangas tiene eficiencias del 99% o
superiores, cuando colectan partículas mayores de 0.5 µm. Pueden remover
cantidades considerables de partículas de 0.01 µm. Los filtros de manga
presentan ventajas entre las que se incluyen: Amplia eficiencia colectora sobre
un intervalo amplio de tamaños de partículas Bajo consumo de energía Extrema
flexibilidad de diseño Los filtros de mangas tienen como desventaja la alta
caída de presión a través de los filtros, lo que implica limpiezas más
frecuentes y alto consumo de energía.
GAS DE TIRO SALIENTE GAS DE TIRO ENTRANTE
PARTICULAS
Estos se emplean cuando se requieren eficiencias altas, se requiere colectar
materiales secos, el gas esta siempre por arriba del punto de rocío y los
volúmenes y temperaturas del flujo son bajos.
PARTICULAS
PARTICULAS
Las cenizas se disponen en un relleno sanitario especial o patio de cenizas.
FIGURA 8- 4 Filtro de mangas
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CAMPO ELECTRICO
Precipitadores electrostáticos
ELECTRODO DE DESCARGA (NEGATIVO)
El gas de combustión que transporta el material particulado o ceniza volante,
pasa a través de un campo eléctrico, dondelas partículas son cargadas y
atraídas por un electrodo colector con carga opuesta; por medio de un sistema
de golpeo se limpia el electrodo y se recogen las partículas en una tolva
localizada en la parte inferior del precipitador. Este sistema permite
manipular grandes volúmenes de gas, presenta alta eficiencia colectora, baja
caída de presión y tiene la capacidad de operar con gases a elevadas
temperaturas. Se han construido precipitadores electrostáticos para flujos
volumétricos desde 100 a 4’000.000 ft3/minuto y se utilizan para remover
partículas entre 0.05 y 200 µm.
Los precipitadores electrostáticos se emplean por lo general cuando se
requieren eficiencias muy altas para la eliminación de polvos finos, el volumen
de gases es alto y es necesario recuperar materiales valiosos sin
modificaciones físicas. Actualmente este sistema es ampliamente utilizado en centrales
de generación termoeléctrica que operan con base en carbón y presenta
eficiencias probadas de hasta el 99,8%.
COLECTOR
FLUJO DEL GAS DE TIRO
ELECTRODO POSITIVO
FIGURA 8- 5 Precipitador Electrostático Los precipitadores electrostáticos
también pueden ser húmedos, en este arreglo se combina un precipitador
electrostático con un lavador de gases. El sistema también se conoce como un
lavador aspersor electrostático. Este tipo de precipitador presenta una mejor
eficiencia para el caso de partículas pequeñas (0.5 a 5 µm). Las cenizas
colectadas en las tolvas del precipitador electrostático deben ser dispuestas
en un rellenosanitario especial o patio de cenizas, conjuntamente con las
cenizas de fondo colectadas directamente en la cámara de combustión.
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Pila de Carbón
Control de la emisión de material particulado de patios
Sentido Ascendente
Sentido Ascendente
El control de la emisión de material particulado a partir de los patios de
ceniza y carbón se realiza de dos maneras principalmente. Aislando los patios
de la acción directa del viento sobre su superficie o aumentando el peso
específico de las partículas o aglutinándolas para evitar su resuspensión por
el viento. El primer método consiste en colocar barreras alrededor de los
patios para evitar la acción del viento, esto se puede llevar a cabo mediante
la siembra de una barrera espesa de arboles en multiestrato y tresbolillo (Ver
FIGURA 8- 6), colocando barreras de polietileno o mallas que retienen las
partículas e impiden la acción del viento. Otra medida consiste en la
empradización del área de disposición de cenizas, que se realiza por medio de
la siembra directa de una especie sobre el montículo de ceniza. El segundo
método consiste en el riego permanente de la pila, que se realiza con agua o
con una solución acuosa que contiene un acondicionante químico (surfactante)
que actúa sobre la superficie de las partículas aglutinándolas, aumentando su
peso específico y formando una película sobre la pila de material que nopuede
ser resuspendida. Un aspecto a tener en cuenta es que la humectación excesiva
genera lixiviados, erosión y arrastre de partículas, además el agua transporta
oxigeno disuelto que puede contribuir a la combustión espontánea de la pila de
carbón, por lo que el riego debe ser controlado y calculado de forma que se
humecte solamente la superficie de la pila y no se presente agua de exceso para
infiltración o escorrentia superficial. Esto se logra si el riego se realiza
por medio de aspersores de rocío con camión o sistema de riego y la tasa de
aplicación es calculada de acuerdo con parámetros como la evaporación
superficial horaria. Para los dos métodos, el control debe ser complementado
con una buena compactación del material de la pila, la emisión es menor a
medida que aumenta la compactación y humedad superficial.
Pantalla Zona de Jardín Pantalla
Barreras
.
Tres bolillo
BOMBA A GASOLINA
Velocidad de paso 10 kilometros por hora
CONTROLADOR DE PRESION
AGUA
DETALLE A BOMBA DE GASOLINA8 TUBO GALVANIZADO DE 3/ 4” DE DIAMETRO CONTROLADOR
DE PRESION
DETALLE B BOQUILLA ASPERSORA
3 metros
BOQUILLAS ASPERSOR
Caudal por boquilla 0.16 l/s
Humectación
FIGURA 8- 6 Sistemas para el control de material particulado de patios
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8.3 CONTROL DE LA EMISION DE SOX Control postcombustión
SOx Tecnología Combustible Desulfurización Control calidadcombustible Lavado de
combustible
El control en la postcombustión del SOx se realiza mediante la desulfurización
de los gases de escape. Para llevar a cabo la desulfurización se emplean
reactivos químicos tales como sodio, magnesio, calcio u otros materiales de
base alcalina que reaccionan con el SOx para formar una sal inerte la cual se
colecta como un residuo sólido. La cal y la piedra caliza son los reactivos más
comúnmente usados en procesos de desulfurización. La cal, compuesta de calcio y
oxígeno (CaO) reacciona con el SO2 para formar un producto sólido que es el
sulfito de calcio (CaSO3). La piedra caliza (CaCO3) en caliente se descompone
en cal (CaO) y dióxido de carbono (CO2), la cal reacciona con el SO2, formando
una vez más sulfito de calcio (CaSO3).
Los procesos de desulfurización de los gases de combustión se pueden agrupar de
la siguiente manera: (i) regenerativos o no regenerativos y (ii) húmedos o
secos.
Turbina a gas
Gas Natural Fuel Oil No.2
Ciclo Stig
Gas Natural Fuel Oil No.2 Carbón Gas Natural
Ciclo Rankine Con turbina a vapor
Fuel Oil No.2 Fuel Oil No.6 Crudo de Castilla Biomasa Residuos pesados
Ciclo Combinado
Gas Natural Fuel Oil No.2 Gas Natural
Motores
Fuel Oil No.2 Fuel Oil No.6 Carbón
Los procesos no regenerativos son aquellos en los que se forma un producto
sólido residual, que se desecha, por tanto es necesario añadir continuamente
nuevos productos químicos. En los procesos regenerativos, el agente de remoción
se puede regenerar yvolver a usar continuamente en un sistema de circuito
cerrado. Por otro lado, en los procesos húmedos o secos la diferencia radica en
el modo de suministrar al proceso el agente de remoción activo, si éste se
aplica de manera sólida o en solución acuosa. La eficiencia de remoción del SOx
varía desde el 50% hasta el 90% dependiendo del sistema empleado. Para
cualquiera de los sistemas que se empleen es necesario contar con instalaciones
adicionales para el manejo del subproducto, el cual según su composición,
pureza y calidad puede ser usado en la industria cementera, de construcción o
de cerámica.
IGCC
Biomasa Aceites pesados
AFBC
Carbón Biomasa
PFBC
Carbón Biomasa
TABLA 8- 2 Control de SOx por tecnología y combustible
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Agua
Lavado del combustible
Pila de Carbón
El azufre está presente en el carbón bajo dos formas principales: orgánica e
inorgánica. El compuesto inorgánico conocido como pirita de hierro (FeS2) se
encuentra en forma de partículas fijadas superficialmente al carbón y pueden
ser removidas físicamente por gravedad mediante el lavado con agua. Ya que el
contenido de pirita varia de acuerdo con la fuente del carbón, se debe realizar
un análisis sobre el contenido de pirita, la necesidad y eficiencia esperada de
la remoción de azufre por este método, antes de su aplicación. Las aguas de
lavado de la pirita deben ser tratadas para retirarlelos compuestos de azufre
antes de ser dispuestas o reutilizadas en el proceso.
Control de la calidad del combustible
Recolector de Aguas
Agua + FeS2 (Pirita de hierro)
Planta de Tratamiento
Para asegurar que la emisión de SOx se encuentre dentro de los rangos permitidos
por la ley se puede establecer un control estricto sobre el contenido de S en
el combustible; esta práctica es muy común en Colombia e incluso el contenido
de S del combustible condiciona el precio del mismo, así combustibles con altos
contenidos de S se pagan a menor precio que aquellos que tienen un menor
contenido de S. Otra forma de controlar la emisión de SOx de acuerdo a los
límites legales es la utilización de mezclas de un mismo combustible que
proviene de diferentes fuentes y que contiene diferentes concentraciones de S.
La mezcla de combustibles de alto y bajo contenido de azufre deberá realizarse
de tal manera que la mezcla final garantice los límites de emisión fijados para
la planta de generación.
FIGURA 8- 7 Lavado de combustible
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8.4 CONTROL DE LA EMISIÓN DE NOX
Existen dos mecanismos de formación de NOx: NOx térmico NOx combustible El NOx
térmico se forma de la reacción, a altas temperaturas, entre el nitrógeno y el
oxígeno contenidos en el aire inyectado para la combustión. El NOx combustible
se forma a partir de la reacción entre oxígeno del aire inyectado y elnitrógeno
contenido en el combustible. Existen diferentes técnicas de control, entre los
que se encuentran las que controlan la formación de los NOx y los que eliminan
los NOx de los gases de emisión (TABLA 8- 3). La utilización y selección de uno
u otra técnica de control depende específicamente de factores asociados a:
tecnología de combustión; niveles de emisión requeridos; eficiencia de la
combustión y costos de operación y mantenimiento del sistema de control. Los
quemadores de bajo NOx:, en turbinas a gas utilizan una combinación de las técnicas
de control de formación del NOx, de acuerdo a diseños específicos de cada
fabricante, se han reportado emisiones de 25 ppm empleando gas natural como
combustible y de 42 ppm empleando Fuel Oil No. 2, en una turbina a gas de 80
MW. En calderas las técnicas de control de formación de NOx se combinan con la
disposición de los quemadores (tangenciales, verticales etc) y alimentación de
combustible. De esta forma se han obtenido reducciones de NOx entre el 30% y el
60%, dependiendo de los diseños de cada fabricante.
Turbina a gas
TABLA 8- 3 Control de NOx por tecnología y combustible
Método de control Tecnología Combustible RGT IVA ICE IO2 CE IAE Rbg SNCR SCR
Gas Natural Fuel Oil No.2 Gas Natural
Ciclo Stig
Fuel Oil No.2 Carbón Gas Natural
Ciclo Rankine con turbina a vapor
Fuel Oil No.2 Fuel Oil No.6 Crudo de Castilla Biomasa Residuos pesados
Ciclo Combinado
Gas Natural Fuel Oil No.2 Gas Natural
Motores
Fuel Oil No.2 Fuel Oil No.6Carbón
IGCC
Biomasa Residuos pesados Carbón
AFBC Biomasa PFBC
RGT IVA ICE IO2 CE IAE Rbg SNCR – SCR
Carbón Biomasa
: Recirculación de gas de tiro : Inyección de agua o vapor : Inyección de
combustible por etapas : Inyección de oxígeno puro : Combustión por etapas :
Inyección de aire por etapas : Reburning : Reducción catalítica no selectiva -
selectiva
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Control del NOx térmico
El principal factor que condiciona la formación del NOx térmico es la
temperatura, por tanto el control se fundamenta en la disminución de la
temperatura de llama para inhibir la reacción entre el nitrógeno y el oxígeno
del aire inyectado. Las técnicas más usadas son:
RECIRCULACIÓN DEL GAS DE TIRO: la recirculación del gas de tiro consiste en que
parte de los gases fríos de la combustión, se toman antes de ser emitidos a la
atmósfera y se reinyectan en la zona de combustión. Este gas adicional actúa
como un sumidero térmico y reduce la temperatura de llama global. Adicionalmente
se reduce la concentración de oxígeno. Ambos efectos favorecen una reducción de
la formación y por tanto de la emisión de NOx. INYECCIÓN DE AGUA O VAPOR:
durante el proceso de la combustión reduce la temperatura de llama y por lo
tanto la formación de NOx hasta en un 80%. Este método implica el costo del
tratamiento del agua (desmineralizada) o vapor de inyección. Este sistema
presenta una altaemisión de vapor de agua a la atmósfera, el cual no es
recuperable. INYECCIÓN DE COMBUSTIBLE POR ETAPAS: esta técnica opera mediante
la inyección de exceso de aire a la cámara de combustión, en una primera etapa,
con el fin reducir la temperatura de llama e inhibir la formación de NOx. El
combustible primario es inyectado con aire de exceso para obtener una mezcla
pobre en combustible, por consiguiente la temperatura de llama es reducida, al
igual que la formación de NOx térmico, con el fin de completar el proceso de
combustión se inyecta combustible secundario con bajo exceso de aire, en una
etapa posterior. INYECCIÓN DE OXÍGENO PURO: la formación de NOx térmico se
puede controlar por medio de la inyección de oxígeno (O2) al aire inyectado
para la combustión. De esta forma se reduce la concentración de Nitrógeno en la
cámara de combustión y así mismo la formación de NOx.
CALDERA AIRE & RECIRCULACION DEL GAS DE TIRO
VENTILADOR I.D.
CHIMENEA
VENTILADOR F.D.
CENIZA DEPOSITADA
AMORTIGUADOR
VENTILADOR DE RECIRCULACION
FIGURA 8- 8 Recirculación de Gas de Tiro
Aire
Combustible Secundario
Combustible Primario
Combustible Secundario
Aire
FIGURA 8- 9 Inyección de combustible por etapas
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CAJA DE VIENTO ABASTECIMIENTO DEL AIRE SUPERIOR COMBUSTION COMPLETA COMBUSTIBLE
AIRE
CALDERA CALDERO
Control del NOx combustible
RICO EN AIRELa formación de NOx debido al combustible se presenta en las
primeras etapas de la combustión, por lo tanto es necesario reducir, en este
punto, el oxígeno disponible. Los métodos de control de NOx combustible, más
usados son: combustión por etapas e inyección de aire por etapas.
MANTIENE LA FORMACION NOx BAJO
COMBUSTIBLE ABASTECIMIENTO DEL AIRE INFERIOR ABASTECIMIENTO DEL AIRE INFERIOR
COMBUSTIBLE
RICO EN COMBUSTIBLE
COMBUSTIÓN POR ETAPAS: este control se aplica en calderas y se realiza por
medio de la instalación de quemadores horizontales de niveles múltiples. Los
quemadores inferiores son operados con un suministro deficiente de aire, es
decir se tiene una mezcla rica en combustible. De esta forma debido a la
insuficiencia de oxígeno disponible para mezclarse con el nitrógeno, se obtiene
una combustión incompleta y en consecuencia disminuye el nivel de formación de
NOx. En una segunda etapa, quemadores superiores son abastecidos con suficiente
aire con el fin de completar el proceso de combustión.
RICO EN COMBUSTIBLE
FIGURA 8- 10 Combustión por etapas
INYECCIÓN DE AIRE POR ETAPAS: el combustible en la etapa inicial de la
combustión es inyectado con insuficiente aire de exceso, de esta forma se
obtiene una combustión incompleta y se disminuye la producción de NOx debido al
combustible. Adicionalmente, aire de combustión debe ser suministrado en las
etapas posteriores con el objeto de completar el proceso de combustión.
Aire
Aire
Aire Secundario Aire Primario
AireSecundario
FIGURA 8- 11 Inyección de aire por etapas
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Reburning
AMONIACO NH3
ESCAPE
Este método consiste en la inyección de combustible después de la zona de
combustión primaria, de tal manera que el combustible para su oxidación toma el
oxígeno del NOx de los gases de combustión, para formar CO2, el NOx pasa a
formar nitrógeno molecular (N2). El reburning se emplea para controlar la
emisión tanto de NOx térmico, como la de NOx combustible, ya que actúa
directamente en los gases de emisión y no en el proceso de formación de los
NOx.
Control postcombustión
NOX FLUJO DE GAS
NH3 NOX NH3 NOX
H2O N2 H2O N2 H2O
300 °F (150°C)
El control de NOx después de la combustión se realiza mediante un tratamiento
catalítico aplicado a los gases de combustión. Este método consiste en realizar
una reducción del NOx, mediante la reacción con un compuesto que reduce los NOx
a nitrógeno molecular (N2) en presencia de un catalizador. La reducción
catalítica puede ser selectiva (SCR) o no selectiva (SNCR). En la reducción
selectiva (SCR), el catalizador y el agente reductor conllevan a reducir
preferiblemente el NOx. En la reducción no selectiva (SNCR) se consume primero
el exceso de O2 de los gases de combustión. La reducción selectiva se puede
llevar a cabo con hidrógeno molecular (H2), monóxido de carbono (CO), amoniaco
(NH3) o sulfuro de hidrógeno (H2S) como gasreactivo y con un catalizador
adecuado. En algunos casos, dependiendo del sistema de control pueden existir
residuos que deben ser colectados, tratados y dispuestos correctamente.
Específicamente cuando se usa amoniaco (NH3), este reacciona con el NOx y se
produce nitrógeno y agua, sustancias que pasan a través de la chimenea hacia la
atmósfera como nitrógeno (N2) y vapor.
NOX NH3
RANGO DE TEMPERATURA 1600-2000 °F (870-1100 °C)
FIGURA 8- 12 Proceso de Reducción Catalítica Selectiva
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8.5 CONTROL DEL RUIDO
Tratamiento de amortiguamiento añadido al bastidor Material, diseño,
orientación del componente modificado Radiador del sonido desintonizado,
perforado, con dimensiones reducidas
El ruido puede ser controlado de dos maneras, la primera es el control
directamente en la fuente y la segunda es el control a lo largo de la
trayectoria de difusión de la onda sonora, en las estructuras que reciben la
onda o directamente en el receptor expuesto. El primer grupo de métodos de
control incluye el mantenimiento preventivo, ya que partes sueltas,
desalineadas o desincronizadas son una fuente de ruido importante. Por otro
lado, los fabricantes de equipos electromecánicos ajustan sus diseños de
acuerdo a las especificaciones del comprador, por lo tanto es importante, en la
fase de diseño, conocer los niveles de ruido que debe satisfacer la planta, la
localizaciónde los receptores sensibles, los usos del suelo de los alrededores
y los costos que conlleva satisfacer los niveles de ruido exigidos.
Bastidor rigidizado
Componente desintonizado, amortiguado
Componente Anclado al bastidor
Bloque de inercia
Modificaciones o sustituciones
Absorbedor dinámico sobre el receptor
Aislador de la vibración
Se puede reducir el ruido generado por una máquina reemplazando las partes
generadoras de ruido por componentes silenciosos o empleando materiales
alternos que atenúen el ruido, para determinados componentes. Por ejemplo, el
ruido producido por el impacto y la vibración de las partes metálicas se puede
reducir considerablemente por medio de la adición de amortiguadores o
sustituyendo algunas partes que no soportan cargas por materiales plásticos u
otros materiales de amortiguación. Sin embargo es importante tener en cuenta
que modificaciones mecánicas realizadas a las partes rotatorias o vibratorias
de una fuente de ruido pueden alterar su diseño electromecánico original y
afectar su rendimiento y operatividad, por lo tanto es necesario consultar con
el fabricante los cambios que se realizan al equipo y su influencia en el
sistema general. Por otro lado es importante realizar un análisis de los costos
que conlleva el sistema de amortiguamiento.
Estructura de apoyo
Contrafuertes o masas Tratamiento de amortiguamiento
Absorbedor dinámico en el punto de conexión
FIGURA 8- 13 Modificaciones y aislamiento de la vibración
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Aislamiento de la vibración
Durante la operación de los equipos, estos pueden emitir gran cantidad de
ruido, aún cuando la vibración generada por estos sea casi imperceptible. Para
controlar el ruido, las superficies deben aislarse del mecanismo vibratorio por
medio de montajes de aislantes de la vibración, frenos o almohadillas entre la
fuente vibratoria y la superficie de radiación. Es importante tener en cuenta
que modificaciones mecánicas realizadas a las partes rotatorias o vibratorias
de una fuente de ruido pueden alterar su diseño electromecánico original y
afectar su rendimiento y operatividad.
Los silenciadores se utilizan para reducir el ruido asociado con el flujo de
gases a gran velocidad o corrientes de chorro, a la entrada o salida de los
gases de las máquinas o el generador. Un silenciador posee tres características
principales en función de la velocidad de los gases: a) pérdida por inserción
(diferencia entre los niveles sonoros antes y después). b) caída de presión y
c) ruido propio, si no se reduce bastante la velocidad de los gases a la
entrada del silenciador este puede convertirse en una fuente adicional de
ruido. Existen dos tipos de silenciadores: los primeros actúan como disipadores
de energía acústica (mediante la vibración del material del silenciador) y los
segundos confinan la energía acústica mediante el fenómeno de la reflexión y
anulación deondas por interferencia destructiva. Es importante tener en cuenta
que el material reflectivo y su diseño específico puede actuar también de
manera constructiva, es decir sumar las ondas reflejadas, por lo que el nivel
de ruido puede aumentar de manera considerable.
Mantenimiento apropiado
Un equipo funcionando de manera incorrecta o con mantenimiento deficiente
produce más ruido que el que produce cuando se encuentra en buenas condiciones.
Por ejemplo, las fugas de vapor generan altos niveles de ruido. Adicionalmente
pueden producir ruidos innecesarios los cojinetes de bolas en mal estado,
engranajes gastados, bandas flojas, partes de rotación que estén
desbalanceadas, partes cuya lubricación es insuficiente, levas mal ajustadas,
entre otros. Estos tipos de fuentes de ruido tienen en común que sus emisiones de
ruido pueden ser controladas fácilmente y aunque no existe una manera simple de
predecir la emisión de ruido, el control puede lograrse a través de un
mantenimiento adecuado.
Silenciadores
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Revestimiento
Ladrillo
MATERIALES
Coeficiente de absorción del sonido (dB(A))
0,04 0,02 0,37 0,29 0,07 0,02 0,03 0,07 0,12 0,01
3
El revestimiento de tuberías, ductos y otras superficies que transportan
fluidos o gases a alta presión y temperatura que son fuente de presión sonora,
requieren la aplicación de materiales absorbente de ruido. Un ejemplo
derevestimiento consiste en: una capa interior resiliente (2.5 a 10 cm de fibra
de vidrio) y una capa exterior hermética (aluminio o acero suave). En muchos
casos, el revestimiento puede combinarse con el aislamiento térmico.
Ladrillo pintado Alfombra pesada sobre concreto Bloque de concreto áspero
Bloque de concreto pintado Concreto Linóleo, asfalto, hule o baldosas de corcho
sobre concreto Madera Vidrio ordinario para ventanas Baldosas de mármol Aire
(sabine* por 1000 ft humedad relativa) a 50% de
Adición de revestimiento
Un método comúnmente utilizado para la reducción de ruido en un cuarto cerrado
es revestir las superficies internas (cielo raso y paredes) con materiales
absorbentes. En la TABLA 8- 4 se puede observar el coeficiente de absorción de
diferentes materiales. Cuando una onda sonora penetra en los poros del material
absorbente, la vibración de las moléculas de aire es amortiguada por la
fricción contra las superficies de las fibras o partículas de la estructura
porosa del material absorbente, atenuando el ruido y produciendo calor. El
revestimiento tiene un efecto de reducción menor cerca de las fuentes sonoras,
mientras que a mayores distancias de las fuentes se puede obtener una reducción
significativamente mayor.
0,9
* Unidad de absorción acústica
TABLA 8- 4 Coeficientes de absorción de diferentes materiales [20]
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CERRAMIENTOSTOTALES
Cerramientos totales
Los cerramientos totales son estructuras que rodean por completo la fuente de
ruido, reteniendo el sonido generado. Sin embargo, éstos pueden provocar una
acumulación de alto nivel de la energía acústica, razón por la cual este
control consiste en muros que proporciona la atenuación requerida por medio de
un revestimiento interior de material poroso, el cual se emplea para disipar la
acumulación de la energía acústica. El mecanismo de reducción de ruido es el
mismo que el empleado en el revestimiento para los cuartos descrito
anteriormente y se emplea para proteger cuartos de control y otros donde el
personal está expuesto durante la jornada de trabajo. La mayoría de materiales
absorbentes de ruido actúan también como aislantes térmicos y por tanto el área
aislada puede sufrir un incremento considerable de temperatura, aspecto de
importancia ya que puede ser necesario implementar sistemas de ventilación o
enfriamiento. Se debe revisar especialmente los aspectos asociados a seguridad
industrial por el aumento del riesgo de incendio.
Barreras
CERRAM IENTOS RA 8- 14 Cerramientos totales y parciales FIGU
Barrera natural
Fuente de Emision de Ruido Terraplen (barrera)
FIGURA 8- 15 Barreras
Una barrera es un obstáculo en la trayectoria de la onda sonora que se utiliza
como receptor de las ondas emitidas por una fuente. La barrera puede actuar por
medio de atenuación debida a la difracción o a la absorción (dependiendo del
material de construcción) y también porla atenuación debida a la absorción por
el suelo que separa la barrera de la fuente. Las barreras se diseñan para
proporcionar la reducción necesaria del sonido transmitido a través de ella y
para evitar que el sonido refractado alrededor de los bordes llegue a ser
significativo. Una barrera que se coloque a la mitad del camino entre la fuente
y el receptor requerirá mayores dimensiones que una barrera colocada cerca de
la fuente o cerca del receptor, para obtener una reducción de ruido
significativa.
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9. MONITOREO Y ESTIMACION DE LOS EFECTOS SOBRE LA CALIDAD DE AIRE 9.1
INTRODUCCIÓN
La calidad del aire se puede definir como el nivel de concentración de
sustancias o elementos contaminantes presentes en el aire y que dado su nivel o
concentración pueden llegar a afectar la salud humana, la fauna, la flora,
ensuciar y deteriorar las estructuras y el espacio público. El monitoreo y
seguimiento, tanto de la calidad del aire como del ruido, tiene, entre otros,
los siguientes objetivos:
Es importante tener en cuenta que tanto los métodos de monitoreo como los
modelos de estimación de calidad del aire, ruido, y normas legales, son objeto
de estudio y revalidación continua, esta guía solo contiene los aspectos
básicos, por lo que es necesario su estudio cuidadoso para la aplicación en un
caso especifico y se requiere la aprobación de la autoridad ambiental para
eluso de cualquier método, cuando no se encuentra especificado en la
legislación Colombiana.
Calidad Ambiental
1 2 3 4 5 6
Verificar el cumplimiento de los límites legales de calidad del aire y ruido
vigentes o validar límites propuestos Evaluar el impacto ambiental que causan
las emisiones de contaminantes y ruido sobre receptores de interés.
3 - Monitoreo de la calidad del aire y ruido (de fondo)
1- Estimación de las emisiones y ruido
Evaluar estrategias atmosféricas y ruido.
de
control
de
emisiones
2 - Características climatológicas y topográficas
Modelos matemáticos aire y ruido
Servir de instrumento para validar modelos de dispersión de contaminantes y
ruido. Mantener estadísticas acerca del comportamiento de los contaminantes y
niveles de ruido, en un área para proteger la salud pública. Planificar el
desarrollo industrial, de acuerdo con la calidad del aire y niveles de ruido,
en un área determinada.
4 - Monitoreo de la calidad del aire y ruido (operación)
Calidad del aire y ruido resultante
5 - Calidad ambiental (receptores sensibles)
Normas y estándares nacionales e internacionales
En términos generales, existen dos formas para medir o estimar la calidad del
aire de un sitio :
1. Medición directa de cada uno de los contaminantes, utilizando los métodos
indicados por la normatividad colombiana, o cualquier método normalizado,
especialmente los de la EPA. 2. Aplicación de modelos de dispersión de contaminantes
y de ruido
FIGURA 9- 1 Estructuradel sistema de monitoreo y evaluación de la calidad del
aire
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Monitoreo y seguimiento
ISO 14000
9.2 MÉTODOS DE MEDICIÓN DE LA CALIDAD DEL AIRE
La medición de la concentración de contaminantes en el aire ambiente debe
realizarse de acuerdo con los métodos establecidos por la normatividad
Colombiana. Para aquellos parámetros no tratados en la presente guía o para los
que no existe norma se recomienda la utilización de los métodos de referencia
de la EPA. (National Primary and Secondary Ambient Air Quality Standards).
TABLA 9- 1 [16] Además de la correcta aplicación de los métodos de medición, la
determinación de la calidad del aire en las áreas de influencia de las plantas
de generación termoeléctrica o de cualquier sitio en particular, implica, tener
en cuenta algunos criterios para la selección de los sitios de monitoreo, para el
diseño de un programa de toma de muestras y el procesamiento y análisis de la
información obtenida.
Selección de sitios de monitoreo
Gravimétrico: High-Vol Gravimétrico: High-Vol Res. 2608/86 No está regulado
Gravimétrico Pararosanilina • Pararosanilina SO2 b Res. 19622/85 •
Fluorescencia Colorimétrico • Quimioluminiscencia NO2 b Res. 03194/83 •
Arsenito de Sodio Analizador infrarrojo no CO dispersivo Analizador infrarrojo
no dispersivo Dec. 02/1982 Detector de ionización de llama de Hidrocarburos No
está regulado hidrógeno aParte 50 National Primary and Secondary Ambient Air
Quality Standards. EPA USA. b Método equivalente de la EPA
Material particulado PM - 10
TABLA 9- 2 Frecuencia de muestreo para análisis de calidad del aire
Contaminante Partículas en suspensión Frecuencia mínima de muestreo Una muestra
tomada en forma continua durante 24 horas, cada tres días Una muestra tomada en
forma continua durante 24 horas, cada tres días Una muestra diaria tomada en
forma continua de 6 a.m. a 10 p.m. en periodos de 8 horas Una muestra tomada en
forma continua durante 24 horas, cada tres días
Las mediciones de calidad del aire se basan en el análisis de muestras muy
pequeñas que deben ser lo suficientemente representativas para poder cumplir
con los objetivos propuestos para el estudio. En este sentido, la localización
de los puntos de muestreo representan, uno de los aspectos más importantes a
tener en cuenta en el desarrollo de un programa de monitoreo. [6]
Frecuencia de muestreo
Dióxido de azufre Monóxido de carbono Óxidos de nitrógeno Decreto 02 de 1982.
El Decreto 02/82 establece la frecuencia de muestreo para algunos
contaminantes, la duración del muestreo debe ser determinada por la autoridad
ambiental competente, sin embargo, se debe recolectar un numero de muestras
suficiente para poder realizar un análisis estadístico y establecer el
comportamiento de los contaminantes para diferentes épocas del año y
condiciones climáticas. TABLA 9-2.
TABLA 9- 1 Métodos para la determinación de contaminantes en elaire
Contaminante Norma Colombiana Método de referencia EPA
a
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Valores máximos y mínimos determinados Desviación estándar Curvas de frecuencia
Criterios para la selección de sitios de monitoreo
Análisis de resultados
La información colectada por medio de los muestreos de calidad del aire debe
someterse a análisis estadístico y representación gráfica con el fin de
comprobar la confiabilidad estadística de la información y verificar el
cumplimento de los objetivos del muestreo. Una vez definida la frecuencia de
muestreo y número de muestras, se debe definir de manera gráfica el
comportamiento observado de los contaminantes, mediante la elaboración de
diagramas de barras u otro tipo de gráficas como curvas de tendencia, con lo
cual se obtenga una descripción gráfica del comportamiento temporal y espacial
de los contaminantes tal como fueron evaluados. Con la anterior información, se
puede efectuar la comparación de los resultados contra las normas de calidad
vigentes o por medio de índices de calidad del aire, también se puede se pueden
usar los resultados para determinar la eficacia de los sistemas de control
adoptados para alguna fuente, por medio de los resultados de mediciones de la
calidad del aire antes y después, bajo las mismas condiciones climáticas y
validar los modelos de dispersión.
Para la ubicación de los puntos de muestreo se deben tener encuenta los
siguientes criterios generales: a) b) Localizar el muestreador en un área sin
obstrucciones para el flujo de aire, especialmente en la dirección de las
fuentes. Uniformidad en cuanto a la altura sobre el suelo. Se recomienda que la
toma de muestra se realice entre 2 y 6 m sobre el suelo, con el fin de evitar
que los equipos capten material particulado que se resuspende en los
alrededores del sitio de muestreo. Tener en cuenta efectos producido por
colinas, cuerpos de agua, valles etc. Debe evitarse la influencia de corrientes
de aire de tipo convectivo. En el caso de las fuentes puntuales y fuentes de
área, se deben seleccionar los sitios más apropiados viento abajo de la fuente.
Para emisiones por chimenea, si es posible, por medio de modelación matemática
buscar los sitios de máxima concentración. Alrededor de fuentes de área es
recomendable localizar el muestreador a lo largo del perímetro de la fuente.
Cuando se tiene combinación de fuentes, lo ideal es utilizar modelos de
dispersión para identificar las zonas de máxima concentración. Es conveniente
que los puntos de muestreo sean definidos y acordados con la autoridad
ambiental competente.
c) d) e) f) g) h) i)
Análisis de resultados El análisis estadístico puede incluir: Promedio
geométrico de las concentraciones Promedio aritmético de las concentraciones
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POSICIÓN DEL FILTRO ANILLO DERETENCIÓN
Determinación de material particulado suspendido en el aire ambiente (método
High - Vol). Apéndice B, parte 50 (Colombia Resolución 2608/86)
CONJUNTO DE ENSAMBLE
ADAPTADOR
CLAVIJA DE TRES ENTRADAS
ARANDELA
Aplicabilidad: este método es aplicable para la determinación de la
concentración de partículas en suspensión en el aire ambiente. Principio: el
método está basado en la determinación gravimétrica de las partículas recogidas
(>3 µm) en un filtro por el que ha pasado un volumen conocido de aire a una
tasa de flujo mínima de 40 ft3/min. Un muestreador, aspira una cantidad
determinada de aire, durante un período nominal de 24 horas. El filtro es
pesado antes y después del proceso para determinar el peso de las partículas
retenidas. El volumen total de aire muestreado a las condiciones estándar (25 °C,
760 mm Hg [101 kPa]), es determinado al medir caudal y el tiempo de muestreo.
La concentración total de material particulado en el aire se halla al dividir
la masa de las partículas por el volumen de aire muestreado, se expresa en
µg/m3. Los muestreadores de alto volumen se deben calibrar de manera continua
antes de cada medición y ajustar el caudal de succión por encima del mínimo
requerido, el volumen de aire recogido se debe corregir para las condiciones de
sitio. Rango: el rango aproximado de concentraciones que mide el método varía
de 2 a 750 µg/m3. El límite superior es determinado por el punto en el cual el
muestreador no puede mantener el flujo especificado debido a la caída depresión
por la carga en el filtro y el inferior por la sensibilidad de la balanza para
determinar el peso.
CAMISA JUNTA CARA DEL PLATO ESCOBILLAS PLATO TRASERO TUBING
MOTOR MARCO ADAPTADOR ANILLO JUNTA O EMPAQUE JUNTA TUERCA Y TORNILLO APOYO DEL
PLATO
CONDENSADOR Y ABRAZADERA JUNTA
ROTÁMETRO
FIGURA 9- 2 Muestreador de alto volumen
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Método para la determinación de material particulado como PM-10 en el aire
ambiente. Apéndice J, parte 50 Aplicabilidad: el método aplica para la
determinación de la concentración de material particulado cuyo diámetro
aerodinámico es menor o igual a 10 micras (PM10) durante un período de 24
horas. Principio: a una tasa de flujo constante, se toma una muestra del aire
ambiente. El material suspendido es inercialmente separado en uno o varios
tamaños, dentro del rango de las PM10. Cada fracción es recolectada en un
filtro para cada período de muestreo. Después de equilibrar la humedad cada
filtro es pesado, antes y después, para determinar el peso neto (masa)
adquirido al recolectar las partículas PM10. El volumen total de aire
muestreado, es corregido a las condiciones de referencia (25 °C, 101 kPa), es
determinado por la medición del caudal y el tiempo de muestreo. La
concentración en masa de PM10 en el aire se calcula como la masa total de
partículas PM10 recolectadas dividida por el volumen de aire muestreado y se
expresaen µg/m3 standard de aire succionado. Se deben calibrar de manera
continua antes de cada medición y ajustar el caudal de succión por encima del
mínimo requerido. Rango: el límite inferior del rango de concentración de masa
se determina por la repetibilidad del pesado de filtros, asumiendo un volumen
de aire nominal para el muestreo. El límite superior no puede ser especificado
con precisión, debido a que es una compleja función de las características de
las partículas: distribución de tamaños, humedad, tipo de filtro y otros
factores. No obstante, todos los muestreadores pueden ser capaces de medir concentraciones
de masa de PM10 en 24 horas de mínimo 300 µg/m3 satandard, manteniendo las
condiciones de operación especificadas. La precisión de los muestreadores de
PM10 puede ser de 5 µg/m3 para concentraciones PM10 por debajo de 80 µg/m3 y de
un 7% para concentraciones superiores a 80 µg/m3.
Determinación de dióxido de azufre en el aire ambiente (método de
pararosanilina). Apéndice A Parte 50 (Colombia Resolución 19622/85)
Aplicabilidad: se utiliza para determinar la concentración de SO2 en el aire
ambiente, usando períodos de muestreo desde 0,5 a 24 horas. Principio: se
succiona aire ambiente y se hace burbujear en una solución de
Tetracloromercurato de potasio (TCM). El SO2 presente en el aire, reacciona con
la solución de TCM para formar un complejo estable a oxidantes fuertes pero
térmicamente inestable, este complejo se hace reaccionar con Ácido Sulfámico,
Formaldehído y Pararosanilina paraformar el Ácido Metilsulfámico de
Pararosanilina, de color rojo intenso. En un espectrofotómetro se mide la absorbancia
a 548 nm, la concentración de SO2 en el ambiente es calculada y expresada en
microgramos por metro cúbico estándar (µg / std m3). Rango: el límite inferior
de detección de SO2 es de 25 µg de SO2/m3 (0.01 ppm) en una muestra de aire de
30 lt estándar, cuando se tienen cortos periodos de muestreo (1 hora) y una
concentración de 13 µg de SO2/m3 (0.005 ppm) en una muestra de 288 lt estándar
cuando se tienen largos periodos de muestreo (24 horas). Concentraciones por
debajo de 25 µg de SO2/m3 pueden ser medidas al muestrear grandes volúmenes de
aire ambiente; sin embargo, la eficiencia de recolección cae rápidamente a
bajas concentraciones. Se pueden medir concentraciones mayores de SO2 por
recolección de pequeños volúmenes de aire, al incrementar el volumen de la
solución absorbente o por dilución de una pequeña porción de la muestra
recogida con una solución absorbente, previo al análisis. Dada la inestabilidad
del complejo formado por la reacción entre el SO2 y el TCM, es importante
manejar la muestra a temperatura de laboratorio o inferior a ésta. Se debe
calibrar el orificio de succión antes de cada muestreo el volumen de aire
recogido se debe corregir para las condiciones de sitio. (Temperatura y presión
atmosférica). Método equivalente para la determinación de dióxido de azufre en
el aire ambiente (Fluorescencia)
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Aplicabilidad: se utiliza para determinar la concentración de SO2 en el aire
ambiente. Principio: El método se basa en el fenómeno de fluorescencia, que
consiste en la absorción de luz en una longitud de onda y la subsecuente
emisión de luz en una longitud de onda mayor.
DISTRIBUIDOR DE VIDRIO
TAPAS EN LOS NIPLES SIN USAR FILTRO DE MEMBRANA ORIFICIO CRÍTICO
DISTRIBUIDOR DE BRONCE
LÍNEA DE TEFLÓN O POLIPROPILENO TAPA DE COLOR CODIFICADO BOMBA DE VACÍO
La muestra de aire es iluminada con luz ultravioleta (210 nm) continua o en
pulsos, la fluorescencia resultante es medida por un detector sobre el cual no
incide la luz ultravioleta. El detector está equipado con un filtro (350nm)
para aumentar la especificidad de las mediciones.
Rango: este tipo de sistemas tiene una respuesta lineal en el rango de 0 a 5
ppm, para concentraciones mayores es posible instalar sistemas de dilución.
Método Colorimétrico para el análisis de NO2 en el aire ambiente, promedio en
24 horas (Colombia Resolución 03194/83) Aplicabilidad: este método es aplicable
para la determinación de dióxido de nitrógeno en el aire. Principio: se
succiona aire ambiente y se hace burbujear en una solución trietanolamina que
absorbe el dióxido de nitrógeno. El análisis posterior es realizado usando un
reactivo que forma un compuesto azo-colorante. El color producido por el
reactivo es medido en un espectrofotómetro a 540 nm. Rango y sensibilidad: el
rango de laconcentración del aire para el que este método se puede usar con
confianza está entre 10 a 1000 µg/m3 (0.005 a 0.50 ppm), tomando como base un
período de muestreo de 24 horas. El comportamiento del método para niveles de
NO2 por encima de 1000 (0.5 ppm) no ha sido establecido.
EMBUDO
BURBUJEADOR
MEDIDOR DE VACÍO PULGADAS DE MERCURIO
SEPARADOR (VAPOR)
FIGURA 9- 3 Medidor de gases para SO2 y NOx
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La sensibilidad del método depende del reactivo de GRIESS SALTZMAN. La
precisión del método expresada como la desviación estándar es de ± 12 µg/m3
(0,006 ppm) en un muestreo de 24 horas, para una media de 81 µg/m3 (0,043 ppm)
comparado con un analizador colorimétrico continuo. Se debe calibrar el
orificio de succión antes de cada muestreo el volumen de aire recogido se debe
corregir para las condiciones de sitio. (Temperatura y presión atmosférica).
Método equivalente para la determinación de NO2 en el aire ambiente
Aplicabilidad: el método es aplicable para muestras de NO2 tomadas en un
periodo de 24 horas en el aire ambiente. Principio: el NO2 contenido en la
muestra de aire es colectado por burbujeo del aire a través de una solución de
hidróxido de sodio y arsenito de sodio. La concentración del ion NO2 -
producido es determinado colorimétricamente por reacción del ion nitrito con ácido
fosfórico, sulfamida y dihidrocloruro N-(1-naftil) etilendiamina y mediciónde
la absorbancia del compuesto altamente coloreado a 540 nm. Rango: el rango
nominal del método es de 9 a 750 µg NO2 /m3 (0,005 a 0,4 ppm). Bajo condiciones
específicas de 50 ml de reactivo absorbente, un caudal de muestreo de 200
cm3/min para 24 horas, y una eficiencia de muestreo de 0.82 , el rango del
método es entonces de 9 a 420 µg NO2 /m3 (0,005 a 0,22 ppm). Concentraciones de
dióxido de nitrógeno en el rango de 420 a 750 µg NO2 /m3 (0,22 a 0,4 ppm) son
frecuentemente medidos por dilución 1:1 de la muestra colectada.
Principios de medición y procedimientos de calibración para la medida de
dióxido de nitrógeno en el aire ambiente (quimioluminiscencia en fase gaseosa).
Apéndice F, parte 50 Aplicabilidad: el método es aplicable en la determinación
de la concentración de NO y NO2 en el aire ambiente, de manera puntual, en
línea o continua. Principio: el óxido nítrico NO reacciona con ozono O3, para
producir dióxido de nitrógeno NO2, en un estado excitado electrónicamente, y
oxígeno O2. La transición casi instantánea del NO2 excitado es acompañada por
la emisión de fotones entre 600 y 2500 nm. La intensidad de esta emisión
fotónica es proporcional al caudal de masa de NO en la cámara de reacción en la
que se mezcla con O3. El NO2 presente es reducido a NO al pasar a través de un
convertidor químico. Por medio de una válvula es posible hacer que pase
alternativamente al convertidor para medir solamente NO y luego se dirige al convertidor
para permitir la medida de NO + NO2 que se define como NOx.Un circuito
electrónico de sustracción da el NO2 como la diferencia entre NOx y NO. Rango y
sensibilidad: existen en el mercado diferentes marcas de equipos electrónicos
que utilizan este método. Se pueden instalar en estaciones de monitoreo para
que tomen muestras puntuales o continuas y conectados en línea a un centro de
control o sistema de monitoreo y alarma, las sensibilidades y métodos de
calibración varían según el fabricante.
Se debe calibrar el orificio de succión antes de cada muestreo el volumen de
aire recogido se debe corregir para las condiciones de sitio. (Temperatura y
presión atmosférica).
Su uso, al igual que los demás métodos no especificados en la legislación
Colombiana deben ser aprobados por la autoridad ambiental competente para que
los resultados encontrados por tales métodos sean aceptados.
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REGISTRADOR VÁLVULA DE CONTROL DE AGUJA FILTRO BOMBA ANALIZADOR INFRARROJO NO
DISPERSIVO
Principios de medición y procedimientos de calibración para determinar monóxido
de carbono en la atmósfera (fotometría infrarroja no dispersiva). Apéndice C
parte 50 (Colombia Decreto 02/1982)
Aplicabilidad: este método es aplicable a la determinación de la concentración
de monóxido de carbono en el aire ambiente. Principios de medición: las
mediciones están basadas en la absorción de la radiación infrarroja por el
monóxido de carbono (CO) en un fotómetrono dispersivo.
MEDIDORES DE FLUJO
BAÑO DE HIELO ASCARITA
MEDIDOR DE FLUJO DE MUESTRA
SILICA GEL
ZERO GAS
SPAN GAS
La energía infrarroja de la fuente pasa a través de una celda que contiene la
muestra de aire a ser analizada, la absorción cuantitativa de energía por el CO
en la celda de muestra es medida por un detector adecuado. El fotómetro es
sensibilizado al CO en el detector o en una celda filtro en la vía óptica,
limitando la medición de absorción de una o más de las longitudes de onda
características hasta la cual el CO absorbe fuertemente. La absorción medida es
convertida en una señal eléctrica de salida, la cual indica la concentración de
CO en la celda medida.
Rango y sensibilidad: existen diferentes equipos que utilizan este método. Se
pueden instalar en estaciones de monitoreo para toma de muestras puntuales o
continuas y en línea con un sistema de monitoreo y alarma, las sensibilidades y
calibración varían según el fabricante.
FIGURA 9- 4 Tren de muestreo para determinar CO
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NTC 2991
9.2.1 Normas ICONTEC
Como información adicional se incluye un listado de las normas editadas por el
Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación –ICONTEC.
NTC 3662
Instrumentos para toma de muestras de contaminantes químicos en el aire
NTC 3400
Recolección y medición de partículas de polvo sedimentable
NTC 4249Determinación del índice de polución de un gas ácido en el aire
NTC 3872
Características de desempeño y conceptos relacionados para los métodos de
medición de calidad del aire
GTC 39
Análisis de aire. Preparación de mezclas de gases para calibración método de
penetración.
NTC 3889
Planeación del monitoreo para evaluar la calidad del aire ambiente.
NTC 3704:
Análisis de aire. Preparación de mezclas de gas para calibración métodos de
pesaje
NTC 3890
Determinación de la concentración de partículas suspendidas en el aire ambiente
NTC 3746
Análisis de aire. Preparación de mezclas de gas para calibración métodos
volumétricos estáticos
NTC 7996
Método de ensayo para el monóxido de carbono en el aire ambiente (medición
continua mediante espectrometría infrarroja no dispersiva)
NTC 3956
Determinación de la concentración másica de óxidos de nitrógeno. Método de
Quimioluminiscencia
NTC 4251
Método de ensayo para determinar químicos orgánicos volátiles en la atmósfera
(Metodología de muestreo Canister)
Método de muestreo estratificado para evaluar la calidad del aire ambiente.
NTC ISO 6767
Determinación de la concentración másica de dióxido de azufre. Método de
Tetracloromercurato (TCM) / Pararrosanilina.
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NTC ISO 6768
Determinación de la concentración másica de dióxido de nitrógeno. Método
modificado de GRIESS – SALTZAMAN .
NTC ISO 10313Componente: Método:
Norma VDI 2456, Bl 7 NO Quimioluminiscencia Norma VDI 3794 Bl 1 Velocidad de
inmisión de compuestos en mg/m2.d Aparatos de medición IRMA Norma VDI 2466 Bl 1
Hidrocarburos Absorción infrarroja Norma VDI 2459 Bl 6 CO Absorción infrarroja
no dispersiva (Método general)
Determinación de la concentración másica de ozono. Método de la
quimioluminiscencia .
9.2.2 Métodos Alemanes para la medición de Calidad del Aire
Componente: Método:
Componente: Método:
Como información adicional se incluye un listado de los métodos de medición de
calidad del aire desarrollados en Alemania.
Norma VDI 2463, Bl 1 Partículas totales determinación gravimétrica Norma VDI
2463, Bl 2 Partículas Alto volumen, muestreador HV100
Componente: Método:
Componente: Método:
Componente: Método:
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9.3 MODELOS DE DISPERSIÓN
Los modelos de dispersión son herramientas que se utilizan con el fin de
determinar la calidad del aire resultante por la emisión de contaminantes desde
cualquier tipo de fuente, por medio de formulaciones matemáticas que simulan el
comportamiento de las emisiones en la atmósfera, basados en las condiciones
termodinámicas de la fuente, las características climatológicas y topográficas
del área, entre otros factores. Desde el punto de vista del usuario, los
modelos de dispersión de la calidad del aire pueden clasificarse según el
tipode fuente (móvil, puntual y de área), tipo de contaminantes (gases o
partículas), periodo de calculo (corto plazo, 24 horas, mensual o anual) y
reacciones atmosféricas (deposición, formación de smog, formación de lluvia
ácida). [18] Desde el punto de vista del grado de detalle de los resultados,
los modelos se pueden clasificar en modelos simples o rápidos (Screening), de
gran utilidad para evaluar problemas potenciales de calidad del aire, y modelos
refinados utilizados en evaluaciones detalladas de problemas de calidad del
aire y para determinar con precisión impactos causados por fuentes de emisión.
La EPA dispone de un gran número de modelos de dispersión desarrollados para
aplicaciones específicas, de uso condicionado por la cantidad y calidad de los
datos de entrada requeridos. En la TABLA 9- 3 se describen algunos ejemplos de
modelos de dispersión sin discriminar su clasificación. [45]
TABLA 9- 3 Modelos de dispersión [45]
Modelo EPA Características y aplicación Estima la concentración a partir de
fuentes puntuales, para diversos puntos receptores, localizados arbitrariamente
a nivel o por encima del suelo. Se utilizan datos climatológicos horarios ;
pueden obtenerse las concentraciones horarias y promedios para cualquier tiempo
medio entre 1 y 24 horas Lleva a cabo un análisis de concentraciones máximas a
corto plazo a partir de una fuente puntual única, en función de la estabilidad
y dirección del viento. Para cada cálculo utiliza la altura del penacho final
Modelo Gaussiano de ráfagaintegrada capaz de contemplar la liberación
accidental de una sustancia durante varios minutos o modelar el penacho continuo
más típico de una chimenea. Para múltiples fuentes, concentraciones horarias y
anuales Complejo de fuentes industriales a largo plazo. Modelo Gaussiano de
penacho, calcula concentraciones, mensuales, estacionales y anuales, para
fuentes puntuales, o de área en terreno urbano o rural. Complejo de fuentes
industriales a corto plazo. Modelo Gaussiano de penacho, calcula
concentraciones, mensuales, estacionales y anuales, para fuentes puntuales o de
área en terreno urbano o rural. Versión actualizada del CDM, modelo
climatológico de dispersión, determina las concentraciones de contaminantes a
largo plazo, estacional o anual y casi estables en cualquier receptor a nivel
del suelo, utilizando las tasa de emisión medias procedentes de fuentes
puntuales y zonales, así como una distribución conjunta de frecuencia de la
dirección del viento y estabilidad para el mismo periodo. Determina las
concentraciones en un periodo máximo de 24 horas por fuentes múltiples, en
terreno montañoso. Modelo episódico de contaminantes. Contaminación a escala
urbana capaz de predecir concentraciones medias superficiales a corto plazo y
los flujos de deposición de contaminantes gaseosos o en suspensión Estima
concentraciones a nivel del suelo, para múltiples fuentes, proporciona las dos
concentraciones más altas en 1, 3 y 24 horas, así como las concentraciones
medias anuales. Hace ajustes del terreno siempre ycuando éste se encuentre
físicamente por debajo de la altura más baja de la chimenea. Utiliza los
valores horarios estimados de estabilidad atmosférica y altura de mezcla. Se
utiliza en modo “screening” para calcular las concentraciones a nivel de suelo
bajo condiciones limitadas de dispersión. Se utilizan para facilitar la
evaluación inicial de los impactos de fuentes estacionarias Utilizado para
fuente puntual, sobre un terreno de uso urbano que supera la altura de la
chimenea que se modela Considera la tasa de emisión de contaminantes, la
estabilidad atmosférica, la velocidad y dirección del viento, la altura de
emisión, las condiciones ambientales de presión y temperatura y las posiciones
relativas de la fuente y el receptor.
PTMTP
PTMAX
INPUFF RAM ISCLT
ISCST
CDM 2.0
VALLEY
PEM
CRSTER
SCREEN
COMPLEX
GAUSSIANO
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9.3.1
Selección del modelo de dispersión
La utilización de un modelo en particular está determinado, por el nivel de
detalle esperado y por la disponibilidad de la información requerida para
desarrollarlo. FIGURA 9- 5. La información requerida para la aplicación de los
modelos de dispersión esta basada en los datos de la fuente, información
meteorológica, tipo de contaminantes y periodos de calculo ya que
prácticamente, definen el modelo de dispersión a utilizar. La aplicación de un
determinado modelo de dispersiónrequiere del conocimiento y aprobación de la
autoridad ambiental competente.
Información de la fuente
INFORMACIÓN DE LA FUENTE
Esquema de la planta Parámetros de la chimenea Consumo de combustible Tipo y
cantidad de contaminantes emitidos Características de los equipos de control
Dirección y velocidad del viento Estabilidad atmosférica Temperatura ambiental
Altura de la capa de mezcla Radiación solar Nubosidad Ubicación Distancia
fuente-receptor Altura efectiva de la emisión Emisión de cada fuente
Concentración en cada receptor Periodo de tiempo (horas, días, año)
INFORMACIÓN METEOROLÓGICA INFORMACIÓN DE LOS RECEPTORES DATOS DE SALIDA
Es necesario conocer las características principales de la fuente de emisión
como se muestra en la TABLA 9- 4. [3] TABLA 9- 4 Emisión de contaminantes y
características de la fuente [3]
PARÁMETRO Dato de entrada Altura de la chimenea Caudal en chimenea condiciones
de UNIDAD m m3/s °K °K m Carbón Gas Natural Fuel Oil TPD (Toneladas por día)
PCD (Pies cúbicos día) GPD (Galones por día) KJ/Kg-BTU/kg % % % % µg/s-ug/min
µg/s-ug/min µg/s-ug/min
Temperatura ambiente Características fuente de la Temperatura de emisión Altura
del penacho Consumo de combustible Poder calorífico del combustible CO2
Composición Macro O2 N2 + Aire H2O Partículas Emisión contaminantes de Óxidos
de azufre Óxidos de nitrógeno
FIGURA 9- 5 Información utilizada en los modelos de dispersión
APLICACIONES
Tipo de fuente Ubicación de la fuente Tipo de terreno
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Meteorología
Altitud (Km)
Las condiciones climatológicas y topográficas de una región, influyen de manera
directa en el comportamiento de cualquier contaminante emitido a la atmósfera
por una fuente puntual, de área (patios y pilas de carbón y de ceniza) o móvil.
Aunque la tasa de emisión de un contaminante se mantenga constante, su nivel sobre
un área determinada es muy variable debido a las condiciones climatológicas y
topográficas que actúan como difusoras. El conocimiento del comportamiento de
los parámetros climáticos y topográficos permite establecer el marco de
referencia, sobre el que se pueden determinar las posibles alteraciones de la
calidad del aire. [58]
Temperatura: la temperatura puede definirse como aquella propiedad que
determina el flujo de calor: dos cuerpos están a la misma temperatura si no hay
transferencia de calor cuando se colocan juntos. En los procesos de generación
termoeléctrica, es importante conocer la temperatura ambiente y la temperatura
de emisión de los gases de combustión.
100 IONOSFERA 80
60
MESOSFERA ESTRATOSFERA
40
El volumen de la masa de gas emitida y la dispersión del mismo en la atmósfera
varían directamente con la temperatura absoluta, por lo que, estos valores son
siempre datos de entrada en los modelos de dispersión de contaminantes. La
temperatura y densidad varían de acuerdo con la altura a lo largo de las cuatro
capas queconforman la atmósfera. En orden ascendente: troposfera, estratosfera,
mesosfera e ionosfera. En la FIGURA 9- 6 se aprecia la variación aproximada de
la temperatura en estas capas.
Para conocer la temperatura ambiente se realizan mediciones en superficie, es
decir, se mide la temperatura del aire libre a una altura comprendida entre
1.25 y 2 metros sobre el nivel del suelo, se utiliza el termómetro seco,
efectuándose lecturas a las 7:00, 13:00 y 19:00 horas.
20 TROPOSFERA -100 -80 -60 -40 -20 0 20
Temperatura (°C)
FIGURA 9- 6 Estructura térmica de la atmósfera [18]
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Presión atmosférica: la tierra está rodeada de una cubierta de aire atmosférico
que se extiende hacia arriba desde la superficie hasta una distancia de 80 km.
o más. Debido a que este aire tiene masa, y está sujeto a la acción de la
gravedad, ejerce una presión que se conoce como presión atmosférica.
medidas y, principalmente, la medición de la duración de la insolación
(cantidad de radiación solar que llega a un área unitaria de la superficie
terrestre), es decir, el número de horas al día con brillo solar. El
instrumento empleado para realizar estas mediciones es el heliógrafo. Según
estudios realizados para el trópico e información suministrada por el IDEAM, el
comportamiento de la radiación solar durante el día, expresada en términos de
porcentaje y horas del día, es como se muestra en laTABLA 9- 5 . TABLA 9- 5
Radiación solar [3]
Radiación solar Fuerte Moderada Débil Noche % de horas 16,7 13,9 19,4 50,0
Horas 10:00 a 14:00 08:20 a 10:00 14:00 a 15:40 06:00 a 08:20 15:40 a 18:00
18:00 a 06:00
La presión atmosférica no permanece constante sino que varía con la altura
sobre el nivel del mar, la temperatura, humedad y otras condiciones. Dado que
la variación más importante que sufre la presión es con la altura, disminuyendo
su valor a medida que ésta aumenta y que los modelos de dispersión se refieren
a alturas sobre el nivel del mar, es importante conocer el valor de la presión
atmosférica del sitio de localización de la fuente de emisión para ajustar los
resultados de la modelación a las condiciones locales.
El instrumento más utilizado para medir la presión atmosférica es el barómetro.
Humedad atmosférica: el aire atmosférico está compuesto por aire seco
(nitrógeno, oxígeno, argón y bióxido de carbono, entre otros), y vapor de agua.
El contenido de vapor de agua en el aire determina su humedad. La relación
porcentual entre la cantidad de humedad en un espacio dado y la cantidad que
ese volumen podría contener si estuviera saturado se conoce como humedad
relativa. La humedad relativa es utilizada como dato de entrada de algunos
modelos de dispersión.
Para la determinación de la humedad se utiliza el psicrómetro, el cual consta
de un termómetro seco y uno húmedo (cuyo bulbo está cubierto con una funda de
muselina empapada en agua). La lectura que se toma en el psicrómetro es
ladiferencia en grados, entre la temperatura del termómetro seco y la del
termómetro húmedo, conocida como depresión del termómetro húmedo. La humedad
relativa se encuentra tabulada en tablas sicrométricas para diferentes valores
de presión del termómetro húmedo y temperatura del aire.
Nubosidad: las nubes son una agrupación visible de partículas minúsculas de
agua líquida y/o hielo, suspendidas en el aire. Este conjunto puede contener
también partículas procedentes de vapores industriales, humo o polvo. El
aspecto de una nube está determinado por la naturaleza, las dimensiones y la
distribución en el espacio de las partículas que las constituyen. Igualmente,
depende de la intensidad del color de la luz recibida por la nube, así como de
las posiciones relativas del observador con respecto a la nube y al astro que
la ilumina (sol o luna).
Radiación solar: la radiación solar es la principal fuente de energía
transmitida a la tierra, esta moviliza los procesos atmosféricos y tiene su
origen en el sol. Su estudio supone un cierto número de
Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y
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Para la estimación de la nubosidad, se agrupan mentalmente todas las nubes que
se ven, quedando el cielo dividido en dos partes: una ocupada por las nubes y
la otra despejada. Suponiendo el cielo fraccionado en ocho (8) partes, octavos
u octas, se indica cuantas octas están ocupadas por las nubes. Así, para un
cielo cubierto totalmentese dirá que hay una nubosidad de ocho octas (8/8). Si
las nubes cubren solo la mitad del cielo, hay una nubosidad de cuatro octas
(4/8), y si está libre de ellas, o despejado, la nubosidad es de cero octas.
Régimen de vientos: el régimen de vientos se puede utilizar como indicador general
de las condiciones de dispersión de contaminantes atmosféricos; mientras más
altos sean los valores de la velocidad del viento será más rápida la dispersión
de los contaminantes en la zona de estudio. El comportamiento de la pluma de
una chimenea depende de la velocidad del viento a la altura de emisión, entre
otros factores.
Calculo de la velocidad del viento para una altura Z1, basada en la ley de
exponenciales de Deacon: [58]
u aŽ› zaŽž =aŽœ aŽŸ u1 aŽ z1 aŽ
Donde: u= u1 = p=
p
Velocidad del viento a la altura z, Velocidad del viento a la altura z1
Exponente positivo, con valores entre 0 y 1, siendo 1/7 el valor más usado
cuando la tasa de cambio ambiental es aproximadamente igual al valor
adiabático,. Se usa p=0.40 para áreas urbanas, p=0.28 para áreas boscosas y
suburbios, y p=0.16 para terrenos llanos, abiertos, lagos y mares.
N E= 38 %
3 .0
N = 22 %
1 0 .0 1 .0
3 .0
Las mediciones de velocidad y dirección del viento se hacen a 10 metros de
altura sobre el suelo. Para la estimación de velocidades a alturas superiores
se utilizan expresiones analíticas que relacionan la velocidad del viento con
la altura. La dirección del viento, se indica como la dirección desde la cual
el viento proviene. Ladirección dominante es la dirección desde la cual el
viento sopla más frecuentemente en un sitio y en un período de tiempo, e indica
la dirección hacia la cual los contaminantes serán transportados y depositados
más frecuentemente. Un elemento importante es la llamada “rosa de los vientos”,
la cual permite gráficamente, conocer la distribución de frecuencias de la
dirección del viento en porcentaje, así como su velocidad. La rosa de los
vientos es una representación gráfica de las distribuciones de velocidad y
dirección del viento para un lugar determinado observadas a intervalos horarios
en un periodo de un (1) mes. En Colombia la rosa de los vientos se reporta
usualmente para ocho direcciones.
NW = 3 %
2 .0 1 .0
5 .0
1 0 .0
5 .0
7 .0
6 .0 5 .0
3 .0 2 .0 4 .0
2 .0
1 .0
1 .0
W = 5 %
3 .0 2 .0
3%
2 .0 3 .0 6 .0 1 .0
E = 8 .0 % S E = 2 .0 %
S = 4 .%
7 .0
1 .0
S W = 14 %
R a n g o d e v e lo c id a d e n m /s
0 .1 - 1 .5
1 .6 - 3 . 3
3 .4 - 5 .4
5 . 5 - 7 .9 8 .0 -1 0 .7
0 .8 -1 3 .8
3%
d e C a lm a s, v elo c id a d m e d i a 3 .8 2 m / s
FIGURA 9- 7 Rosa de los vientos
El comportamiento del viento varía de forma significativa de un sitio a otro y
entre uno y otro mes, por lo que se debe disponer de un conjunto de rosas de
los vientos, por estaciones climáticas o mes a mes, multianual para un año
completo
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Estabilidad atmosférica: la estabilidad atmosférica es la tendencia de la
atmósfera a resistir el movimiento vertical, o suprimir la turbulencia
existente, lo cual influye sobre la capacidad de la atmósfera de dispersar los
contaminantes que se vierten a ella. El grado de turbulencia depende del perfil
térmico vertical, más específicamente de la relación entre la variación
vertical de la temperatura y el gradiente adiabático o pérdida de temperatura,
lo cual es causa del trabajo de expansión cuando el aire se eleva dentro de la
columna atmosférica, sin intercambiar calor. Para aire seco el gradiente adiabático
es de 1° C, por cada 100 m de altura, (por cada 100 m la temperatura disminuye
1° C). La tasa normal de cambio de temperatura con la altura se asume como 0.66
°C/100 m. Cuando el gradiente real coincide con el adiabático la atmósfera se
encuentra en equilibrio. Esta condición se denomina estabilidad “D” según la
clasificación dada por Pasquill. Ver TABLA 9- 6.
viento a 10 m de altura (m/s) 6
Radiación solar Fuerte A A-B B C C Moderada A-B B B-C C-D D Ligera B C C D D
Nubosidad 4/8 o más E D D D 3/8 o menos F E D D
Notas: La estabilidad D debe ser usada para cielo cubierto, tanto de día como
de noche. Noche se refiere al período desde una hora antes de la puesta del
sol, hasta una hora después del amanecer.
Las condiciones de estabilidad de Pasquill A, B y C tienen lugar durante las
horas del día con cielo despejado y viento suave. En condiciones de intensa
radiaciónsolar, la tierra se calienta y con ella el aire adyacente, que
asciende origina un mezclado vertical considerable. Si el viento supera los 6
m/s la turbulencia de origen mecánico tiende a superar el efecto de la
turbulencia térmica y el perfil térmico del aire corresponde a su condición de
equilibrio. Durante las horas nocturnas la tierra continúa irradiando calor y
el aire pierde temperatura más rápidamente cerca de la superficie que a mayor
altura. Como resultado se desarrolla sobre el suelo una inversión del perfil
térmico diurno. En la mañana el sol calienta el suelo y el aire circundante y
la inversión térmica es quebrada gradualmente de abajo hacia arriba. Pocas
veces la inversión puede persistir en las capas superiores produciendo una
especie de envoltorio que impide la dispersión de contaminantes lo cual puede
generar un episodio de contaminación grave.
Las calificaciones de las diferentes condiciones de estabilidad son las
siguientes: Estabilidad “A”: Extremadamente inestable Estabilidad “B”: Muy
inestable Estabilidad “C”: Ligeramente inestable Estabilidad “D”: Neutro
Estabilidad “E”: Ligeramente estable Estabilidad “F” Muy estable
TABLA 9- 6 Categorías de estabilidad (Pasquill, 1961) [1]
Velocidad del Día Noche
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Las inversiones también se pueden presentar a una altura dada, como en un
frente frío y uno cálido. En este caso se presenta un techo queimpide la
dispersión de la pluma de una chimenea y se presenta acumulación de
contaminantes bajo este nivel. La altura hasta la cual las condiciones
atmosféricas favorecen la dispersión (inestable o neutral), se llama
profundidad de mezclado y se puede medir con globos cautivos, radiosondas,
sensores acústicos, etc. La estabilidad atmosférica influye en las condiciones
de dispersión de una chimenea de manera notoria, como se aprecia en la FIGURA
9- 8. Las condiciones de dispersión que generan estos perfiles son: Perfil de
dispersión en “espiral”: corresponde a condiciones inestables (A o B), se
presentan en días claros y soleados cuando existe un alto grado de mezclado
vertical, se pueden presentar altas concentraciones de contaminantes en áreas
localizadas del terreno. Perfil de dispersión de “cono”: se presenta en
condiciones de estabilidad C o D, dominando la estabilidad D. Se presenta
cuando los cielos están nublados, de día o de noche, los contaminantes son
arrastrados lejos antes de llegar al nivel del suelo en cantidades
significativas. Perfil de dispersión en forma de “abanico”: corresponde a
condiciones de estabilidad E o F en ausencia de turbulencia vertical. Se
presenta en horas de la noche, con cielo despejado y viento suave. Si la altura
de la chimenea es considerable las concentraciones de contaminantes no alcanzan
a llegar al nivel del suelo. Perfil de dispersión de “fumigación”: se presenta
cuando los gases de la chimenea son inyectados en una capa inestable que tiene
por techo unainversión. Estos casos se presentan en la mañana después de una
noche caracterizada por una inversión estable. Estas condiciones generalmente
no duran más de media hora, sin embargo la concentración de contaminantes en
este tiempo es alta. Perfil de dispersión en forma de “flotación” los gases son
inyectados por encima de una inversión de baja altura. Se presenta al caer la
tarde y al anochecer bajo cielos despejados. Situaciones favorables ya que las
concentraciones de contaminantes a nivel del suelo son bajas y la dispersión es
alta.
Perfil en forma de “espiral” Perfil en forma de “cono”
Perfil en forma de “abanico”
Perfil en forma de “fumigación”
Perfil en forma de “flotación”
FIGURA 9- 8 Perfiles de dispersión de chimeneas [1]
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Determinación de las condiciones de estabilidad: para determinar las
condiciones de estabilidad de un lugar se deben conocer los datos de la zona
correspondientes a brillo solar, nubosidad y velocidad del viento. En Colombia
no se dispone en todas partes de los datos requeridos para el cálculo, por lo
que, el siguiente método desarrollado por el IDEAM (antiguo HIMAT) y Minsalud
representa una forma práctica de calcularla.
> 50 50 - 40 40 - 30 < 30
1,0 0,8 0,6 0,4
TABLA 9- 8 Factor de corrección por nubosidad [3]
Nubosidad (octas) Factor de corrección (Km)
Conociendo la velocidad media del viento para períodos deanálisis, se
determinan los tipos de estabilidad de Pasquill para las diferentes
intensidades de radiación y valores de nubosidad. Posteriormente se debe
establecer la frecuencia de esta clase de estabilidades. Esto se hace teniendo
en cuenta los valores totales medios de brillo solar y el promedio de los
valores de nubosidad de la zona. Con el valor medio de brillo solar se
determina a que porcentaje del brillo solar total corresponde, teniendo en
cuenta que anualmente se puede tener un brillo solar de 4380 horas (12 horas *
365 días). Con estos valores se identifican los factores de corrección por
brillo solar y por nubosidad, los cuales se obtienen de la TABLA 9- 7 y TABLA
9- 8
Relieve: la forma de la superficie terrestre es otro aspecto importante en la
determinación del comportamiento de los contaminantes en la atmósfera ya que
genera efectos de fricción proporcionales a la rugosidad de la superficie que
producen un retraso en el movimiento del aire o efectos de apantallamiento. Es
así como la localización y densidad de los árboles, la situación y tamaño de
lagos, ríos, colinas, demás accidentes topográficos y la cantidad y tamaño de
edificios, producen diferentes gradientes de velocidad del viento en la dirección
vertical.
1/8 - 2/8 3/8 - 4/8 - 5/8 6/8 - 7/8 8/8
1,0 0,8 0,6 0,5
Una vez obtenidos los factores de corrección Kr y Km se aplican como factor de
corrección al valor de radiación solar fuerte de 16,7 % presentado
anteriormente así: Radiación solar fuerte corregida (RSFc) = 16,7 % * Kr* Km La
reducción producida en la radiación solar fuerte se le adiciona a la radiación
solar moderada de 13,9 %, también presentada anteriormente, así: Radiación
solar moderada corregida (RSMc) = 13,9% + (16,7% - RSFc) Los valores obtenidos
de RSFc y RSMc proporcionan las frecuencias de radiación solar fuerte y
moderada. La radiación solar débil no se modifica. Para la noche se mantiene el
valor del 50 % presentado anteriormente.
TABLA 9- 7 Factor de corrección por brillo solar [3]
Porcentaje de horas - sol año Factor de corrección (Kr)
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600
Area urbana
Viento gradiente
El efecto que produce la forma de la superficie terrestre se puede apreciar en
la FIGURA 9- 9 , de la cual se observa que la altura de la capa a la cual se
estabiliza el perfil de velocidad del viento varía desde 500 m a 280 m para una
rugosidad decreciente. Los valores a lo largo de las curvas representan
porcentajes del valor del gradiente del viento. Para determinar las condiciones
de rugosidad de un área y la manera como pueden influir sobre el perfil de
velocidad del viento, se deben realizar perfiles topográficos en las
direcciones de la rosa de vientos hasta la distancia de estimación del calculo
de los modelos de dispersión
Información disponible
Altura (m)
500
Suburbios
-90
400
Viento gradiente Campo abierto
-95
300
-80
Viento gradiente
200
-68-84
-95
En Colombia, la institución encargada de obtener, analizar, estudiar, procesar
y divulgar la información básica sobre meteorología, así como el
establecimiento y funcionamiento de infraestructuras meteorológicas para
proveer informaciones, predicciones, avisos y servicios de asesoramiento a la
comunidad es el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales -
IDEAM, creado mediante la Ley 99 de 1993 y quien recoge la labor del antiguo
HIMAT. El IDEAM posee un índice general de estaciones meteorológicas el cual
permite conocer los datos que identifican cada estación y el tipo de
información que de ellas se publica. Por diversos factores, muy frecuentemente,
la información sobre cualquiera de los datos requeridos no se encuentra
completa, lo cual hace necesario la aplicación de diferentes métodos de
tratamiento estadístico. Existen una serie de métodos que se pueden aplicar
para la complementación y homogeneización de series, que deben ser analizados
previamente a su aplicación, ya que cada método puede tener restricciones
específicas para su utilización. [40]
100
-51 -40 -56 5 10 0
-68
-65
-86
0
0 5 10 0
5 10
Velocidad del viento (m/s)
FIGURA 9- 9 Perfiles de velocidad del viento para diferentes rugosidades de la
superficie [58]
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climatológicas se consideran como representativas de la primera.
Método de doblesmasas
Se utiliza para analizar la consistencia de la serie de valores de algún
parámetro hidrometeorológico medido en una estación, con base en los datos
tomados en otra estación o grupo de estaciones cercanas. Se puede utilizar con
éxito en la interpolación para complementación de datos faltantes y la extrapolación
para extender series incompletas.
Datos de las estaciones meteorologicas Número índice de estación: corresponde
al número de orden de la estación. Municipio: se publica, en orden alfabético,
el nombre del municipio en el cual se encuentra ubicada la estación.
Departamento: Corresponde al nombre del departamento al que corresponde el
municipio y la estación. Estación: se refiere al nombre que recibe el lugar en
donde se encuentran instalados los instrumentos de medición. Coordenadas
geográficas: están expresadas en latitud y longitud en grados y minutos y
definen la localización de la estación. Elevación: se refiere a la altura sobre
el nivel del mar (en metros), a la cual está localizada la estación. Tipo de
estación: Hace referencia al tipo de parámetros que mide la estación. Entidad:
se refiere a la entidad encargada de la administración de la estación. Fecha de
instalación - suspensión: la fecha de instalación indica el momento desde el
cual la estación ha tomado registros. Para estudios sobre meteorología, existen
cinco tipos de estaciones discriminadas de la siguiente manera: Climatológica
ordinaria (CO) Climatológica principal (CP) Sinóptica de superficie (SS)
Sinóptica principal (SP)Agrometeorológica (AM) Estas estaciones miden los
siguientes parámetros: Temperatura media (°C) Temperatura máxima (°C)
Temperatura mínima (°C) Humedad relativa (%) Evaporación (totales) Brillo solar
(totales) Nubosidad (octavos) Tensión de vapor (medios) Velocidad del viento
(medios) Punto de rocio (medios)
Método de distribución de Gumbel
Se utiliza para el estudio de frecuencias de valores extremos y es aplicable a
valores máximos o mínimos de temperaturas, brillo solar, etc.
Método de los mínimos cuadrados
Regresión lineal, mediante el cual, los valores se llevan a un gráfico
cartesiano donde se obtiene una nube de puntos alrededor de una recta media a
la que se pueden adaptar los datos obtenidos en dos estaciones, y hacer mínima
la suma de los cuadrados de las desviaciones respecto al valor medio.
Método de Polígonos de Thiessen
Con datos de varias estaciones cercanas se busca un factor de ponderación. Con
un método gráfico de triangulación se obtienen polígonos y se determinan los
límites del área de influencia de cada estación, para luego ponderar el valor
del parámetro que se desea obtener en un punto.
Método de las Isoyetas
En este método se localizan en un mapa las estaciones con sus valores para el
parámetro requerido y se dibujan curvas que unan puntos con igual valor. Para
el dibujo de estas líneas (isoyetas) se deben tener en cuenta la topografía del
terreno
Método de las proporciones
Es un método utilizado en aquellos casos en que no existen datos de comparación
ypor lo tanto, la serie tiene que servir de referencia para la complementación
de datos faltantes de sí misma.
Método de razón de valores normales
Se utiliza cuando se desconoce algún valor de un parámetro en un determinado
mes o año en una estación, pero se conoce el valor registrado ese mismo mes o
año en alguna otra estación que por sus características fisiográficas y
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9.3.2
Modelo Gaussiano para fuentes puntuales
Teniendo en cuenta que la mayoría de los modelos aplicables se basan en el
modelo Gaussiano, en este numeral se presentan a manera de ilustración, las
formulaciones básicas de este modelo, sin embargo, se deberá estudiar
cuidadosamente para cada caso la conveniencia de la aplicación de un modelo
especifico. [11] Las características principales del modelo Gaussiano de
dispersión son:
2 aŽžaŽž aŽ› aŽž aŽ› aŽ› k1 * Q aŽœ expaŽœ (− 1/2) * aŽ› aˆ†H − Z
aŽž aŽŸ aŽŸ C, X = aŽœ aŽœ aŽŸ aŽœ π * σy * σz * U aŽŸ * aŽœ aŽœ
aŽŸ aŽœ aŽŸ aŽ σz aŽ aŽŸ aŽŸ aŽ aŽ aŽ aŽ aŽ aŽ
Concentración promedio 24 horas para Z > que aˆ†H/2
a b c d
Supone emisiones continuas, sean puntuales, de área o lineales
2 aŽžaŽž aŽ› aŽž aŽ› aŽ› k1 * Q aŽœ expaŽœ (− 1/2) * aŽ› aˆ†H / 2 aŽž aŽŸ
aŽŸ C,X = aŽœ aŽœ aŽŸ aŽœ π * σy * σz * U aŽŸ * aŽœ aŽœ aŽŸ aŽœ
aŽŸ aŽ σz aŽ aŽŸ aŽŸ aŽ aŽ aŽ aŽ aŽ aŽ
La pluma es transportada por el viento a lo largo del eje, a una velocidad
igual a la velocidad media del viento
Perfil z
Fuente virtual o equivalente
La dispersión vertical naturaleza Gaussiana
yhorizontal
es
de
aˆ†H
U VF
Perfil de concentración a lo largo de la línea central
h
C,X
Z
No hay sedimentación del contaminante
X
Para la aplicación del modelo Gaussiano se requiere tanto la información de la
fuente, como la información meteorológica descrita anteriormente. Para una
fuente como la mostrada en la FIGURA 9- 10 , las ecuaciones básicas del modelo
son:
Concentración promedio 24 horas para Z < que aˆ†H/2
FIGURA 9- 10 Fuente virtual a una altura efectiva de la chimenea [58]
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La altura del penacho (aˆ†H) se calcula de la siguiente forma [4]:
Concentración promedio anual para Z < que aˆ†H/2
2 aŽ› aŽ› aˆ†H − Z aŽž aŽž aŽž aŽ› 2.03 * Q * K * F aŽž aŽ› C, X = aŽœ
aŽŸ aŽŸaŽŸ aŽŸ * aŽœ expaŽœ ( −1 / 2) * aŽœ aŽœ aŽ σz aŽ aŽŸ
aŽŸ aŽ σz * X * U aŽ aŽœ aŽ aŽ aŽ aŽ
aŽtaŽ› 1.6 * F 1 / 3 * DISTF 2 / 3 aˆ†H = aŽ¢aŽœ aŽœ U aŽ£aŽ
aŽ¤ aŽž aŽŸ * 0.75aŽ¥ + h aŽŸ aŽ aŽ¦
Concentración promedio anual para Z > que aˆ†H/2
aŽ› aŽ› 2.03 * Q * K * F aŽž aŽ› aŽ› aˆ†H / 2 aŽž C, X = aŽœ aŽŸ * aŽœ expaŽœ (−
1 / 2 )* aŽœ aŽŸ aŽœ aŽ σz aŽ aŽ σz * X *U aŽ aŽœ aŽ
aŽ
Donde: C,X.:
2
aŽžaŽž aŽŸaŽŸ aŽŸaŽŸ aŽ aŽ
aŽ› Ts − Ta aŽž aŽ› gaŽž F = aŽœ aŽŸ * VF * aŽœ aŽŸ aŽ Ts aŽ aŽ
πaŽ
DISTF = 3.5 * XST
Concentración en µg/m3 del contaminante considerado a nivel del suelo para la
distancia X a partir de la fuente y en la dirección del viento considerada
Emisión del contaminante a evaluar en µg/s Valor del factor pi 3.1416
Coeficiente de desviación normal horizontal para cada una de lascondiciones de
estabilidad atmosférica consideradas Coeficiente de desviación normal vertical
para cada una de las condiciones de estabilidad atmosférica consideradas
Velocidad del viento corregida a la altura de la chimenea Altura del penacho o
pluma según formula de Briggs Diferencia del nivel del terreno en el punto de
cálculo X en relación con la base de la chimenea, en metros. Factor de operación
anual de la planta en fracción Porcentaje de ocurrencia del viento, en
fracción, para la dirección del cálculo Distancia del cálculo en metros a
partir de la fuente Factor dado para el período de tiempo de cálculo
considerado. Por ejemplo, para períodos de tiempo de 24 horas k1 = 0.36
XST = 34 * F 0 ,4 → F > 55 XST = 14 * F 0 ,625 → F < 55
Donde:
Q: π: σy:
σz:
U: aˆ†H: Z: K: F: X: k1:
aˆ†H: g: π: VF: Ts: Ta: XST: DISTF: U:
h:
Altura total del penacho en m 9.81 m/s2, aceleración de la gravedad Valor del
factor pi 3.1416 Caudal de emisión en m3/s Temperatura absoluta de los gases de
emisión °K Temperatura absoluta ambiental °K Distancia donde la turbulencia
desaparece Distancia final de la elevación en metros Velocidad del viento
corregida a la altura de la chimenea m/s Altura de la chimenea en m
La FIGURA 9- 11 presenta los resultados obtenidos después de realizar las
corridas del modelo para cada uno de los contaminantes. En esta se pueden
observar la variación de la concentración a medida que se aleja de la fuente de
emisión.
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N
17.50 15.50 13.50 11.50 9.50 7.50 5.50 3.50 1.50 -0.50 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0
6.0 7.0 8.0 9.0 10.0 Particulas NOx Límite permisible HCT NOx Sin Control SO2
CO
N
37
µg/m3
10 Km 7 Km 4 Km 1.5 Km
N W
N E
40 µg/m3 110 µg/m3 65 µg/m3
W
E
Distancia en km.
S W S
Concentracion promedio anual
20 a 10 µg/m3 30 a 20 µg/m3 > 30 µg/m3
S E
FIGURA 9- 11 Concentración máxima esperada en 24 horas Con los resultados
obtenidos se elaboran las líneas de isoconcentración (isopletas) para cada uno
de los contaminantes, con las cuales se determina la calidad del aire de los
receptores localizados en el área de influencia de la fuente de emisión. La
FIGURA 9- 12 muestra un ejemplo de líneas isopletas para partículas.
Concentración máxima esperada en 24 horas, en cualquier dirección
1.5 Km 4.0 Km 7.0 Km 10.0 Km 110 µg/m3 65 µg/m3 40 µg/m3 37 µg/m3
Esc.: 1:100.000
0
2
4
6
8
10
Km
FIGURA 9- 12 Líneas isopletas de partículas
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Donde:
Modelo Gaussiano para fuentes de área
La modelación de las fuentes de área es compleja, ya que las ecuaciones de
dispersión se han desarrollado para fuentes puntuales. Cuando se modela una
fuente de área, se calculan los parámetros de emisión de una fuente puntual
ubicada a sotavento del receptor, que produzca unaconcentración de
contaminación similar a la del área a modelar. Generalmente, es recomendable
determinar la emisión de partículas (Q) para diferentes tamaños de partículas y
correr el modelo para cada una. La concentración promedio diaria de partículas
está dada por : [8] [56]
C(X,0,0): concentración promedio anual a nivel del suelo (Z= 0), de partículas
en un punto particular del área del proyecto (o fuera de él), expresado en
µg/m3 Q: emisión de partículas en µg/s, hallada del factor de emisión f:
porcentaje de frecuencia en el tiempo para la que el viento sopla en una
dirección determinada σz: desviación normal vertical en m u: velocidad del
viento corregida a la altura de emisión X: distancia al foco de emisión para la
que se calcula la concentración F: porcentaje del tiempo en el cual se presenta
un tipo de estabilidad en particular
aŽt 0.36 * Q aŽ¤ C ( X ,0,0) = aŽ¢ aŽ¥*F aŽ£ π * σy * σz * u aŽ¦
Donde:
C(X,0,0): concentración promedio diaria a nivel del suelo (Z= 0), de partículas
en un punto particular del área del proyecto (o fuera de él), 3 expresado en
µg/m Q: σy: σz: u: F: emisión de partículas en µg/s, hallada del
factor de emisión desviación normal lateral en m desviación normal vertical en
m velocidad del viento corregida a la altura de emisión porcentaje del tiempo
en el cual se presenta un tipo de estabilidad en particular
Dado que el modelo produce resultados poco confiables en las cercanías de las
fuentes de emisión, es recomendable realizar los cálculos a partir de dos o
tres veces elancho del área considerada. [9] La FIGURA 9- 13 presenta los
resultados de la concentración máxima esperada para calidad de aire a nivel de
suelo para 24 horas en cualquier dirección de una fuente de área determinada.
110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10
Por otra parte, la concentración promedio anual de partículas viene dada por la
siguiente ecuación: [8] [56]
aŽt aŽ¤ 2.03 * Q * f C ( X ,0,0 ) = aŽ¢ aŽ¥*F aŽ£ 2π * σz * u * (2 *
π * X / 8) aŽ¦
0 -10 0 1 2 3 4 5 6 Distancia (Km ) 7 8 9 10
FIGURA 9- 13 Concentración máxima esperada en 24 horas
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9.4 MODELACIÓN DE LOS NIVELES DE RUIDO
L = LO - DS - DA - DG - DE - DF
Donde: L LO DS DA DG DE DF Nivel de sonido en el receptor expresado en dB(A)
Nivel básico de ruido medido, información del fabricante, cercano a 3 ft y
lejano a 400 ft. Atenuación debida a la divergencia geométrica Atenuación
debida a la absorción del aire Atenuación debida a la absorción del suelo
Atenuación por barreras naturales o artificiales Corrección para tomar en
cuenta la deflexión del sonido
Existen varias formulaciones para la estimación del nivel de ruido, sin embargo
para el cálculo del nivel de ruido generado por plantas termoeléctricas se
emplea la formulación empleada por la American National Standard Institute
(ANSI) especificada en la norma ANSI S1.13-1971 [2], la cual también es
recomendada por la Organización Latinoamericana deEnergía OLADE en la “Guía
para la evaluación de impacto ambiental de centrales termoeléctricas”. [42]
9.4.1 Nivel básico de ruido medido o información del fabricante
Para la determinación de los niveles de ruido, los fabricantes utilizan datos
de unidades puestas en operación y se han establecido niveles de ruido cercano
entre 90 y 105 dB(A) a 1 m de la fuente. Sin embargo como lo estipula la Norma
ANSI B133.8-1977, se requieren los niveles medidos de ruido lejano a 122 m para
realizar una adecuada estimación del ruido.
El nivel de ruido para varias unidades iguales viene dado por la siguiente
formulación: Nivel de ruido promedio: NF + 10 Log n
Por ejemplo, el nivel de ruido cercano y lejano de una turbina a gas Westing
House de 150 MW es de 90 dB(A) a 1 m y de 63 dB(A) a 122 m., desde el límite
externo de ésta y hasta una altura de 1,5m por encima del suelo.
Donde NF: Nivel de la fuente, dado por el fabricante n: Número de unidades De
esta manera, tres unidades cuyo nivel de ruido a 1 m sea de 90 dB(A) generan un
nivel de ruido cercano de 95 dB(A) a 1 m. Así mismo, el nivel de ruido lejano
esperado es de 68 dB(A) a 122 m del límite externo de las fuentes.
El nivel de ruido se determina de la siguiente manera:
9.4.2 Atenuación por divergencia geométrica (DS)
La atenuación por divergencia geométrica viene dada por la siguiente ecuación:
[20]
La atenuación por el suelo viene dada por la siguiente ecuación: [20]
Asuelo = 4,8 - ( 2hm/r)(17 + 300/r)
Donde
DS = 20 log (d2/d1)Donde: DS: d2: d1: Atenuación debida a la divergencia
geométrica Distancia de la fuente al receptor Distancia de la fuente al punto
donde se tienen niveles de ruido medidos.
hm:
r: 9.4.5
Altura media del camino de propagación por encima del suelo. Considerando la
fuente a 1 m de altura (información del fabricante) y la altura del receptor
1,65 m (altura media de una persona), hm = 1,3 m Distancia entre la fuente y el
receptor (m) Atenuación por vegetación
9.4.3
Atenuación por el aire (DA)
La atenuación por el aire viene dada por la siguiente ecuación: [20]
A Aire = α d
Donde d:
La atenuación por vegetación no se considera porque la principal contribución
de la vegetación no es por constituirse en una barrera es por su efecto de
porosidad que transmiten las raíces al suelo y por lo tanto es inherente al
cálculo de la atenuación por el suelo ya considerada. [20]
α:
Distancia al receptor en km Coeficiente de atenuación del aire, cuyo valor
depende de los factores como la temperatura ambiente promedio, humedad relativa
y presión barométrica.
Por ejemplo: Temperatura Promedio Humedad Relativa Presión Barométrica = = = =
26,3°C 78 % 0,9726 Bar 6,4 dB(A)/km
α
9.4.4
Atenuación por el suelo (DG)
9.4.6
Atenuación por barreras artificiales (DE)
t
Considerando un dique de tierra como barrera, la atenuación del sonido
obtenida, se calcula a partir de la siguiente ecuación: [20]
d1 a d
d2
b
ILBarrera = 10log (3+10NK) - Asuelo
Donde: K: Factor de Correccióndebido a factores atmosféricos, para el cálculo
se toma igual a 1 debido a que estos factores ya fueron tenidos en cuenta en la
evaluación de la atenuación por el aire. Asuelo: N: Atenuación aportada por el
suelo antes de insertar la barrera, ya calculada. Número de Fresnel
Fuente de ruido
c
Barrera en tierra recubierta de grama
Receptor
FIGURA 9- 14 Cálculo del número de Fresnel
N = (2/5λ) (a + b + t - c)
Donde:
λ: 5
a: b: t: c:
Longitud de onda de la frecuencia dominante (1000 Hz) Cuando la barrera es
mayor o igual a 3 metros de ancho Distancia de la fuente a la barrera Distancia
de la barrera al receptor Ancho de la Barrera Distancia de la fuente al
receptor
35
Atenuación en dB(A)
En la FIGURA 9- 15 se puede observar la atenuación de cada uno de los factores
que determinan el nivel de ruido esperado según la formulación anteriormente
descrita. La fuente de generación de ruido es una planta termoeléctrica en
ciclo combinado de 225 MW, cuyo nivel de ruido cercano (a 1 m) es de 93 dB(A) y
el nivel de ruido lejano (a 122 m) es de 66 dB(A), según información del
fabricante. Adicionalmente las condiciones ambientales son: Temperatura
ambiente promedio: 26.3°C Humedad relativa: 78% Presión barométrica: 0.9726 Bar
30 Atenuación total 25 20 15 10 5 Atenuación por el suelo 0 -5 -10 0 100 200
300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 Atenuación por el
aire Atenuación por divergencia geométrica
Distancia en m.
Complementario al cálculo de los nivelesde ruido, se debe trazar en un plano
líneas isófonas, es decir, el perímetro a partir del límite de las fuentes de
ruido al cual se espera un nivel de ruido determinado. FIGURA 9- 16.
FIGURA 9- 15 Atenuación del ruido
Receptor sensible
A partir del trazado de las líneas isófonas en el plano de localización general
de un proyecto, se determina el nivel de ruido esperado para los receptores
localizados en el área de influencia. [30]
Fuente de ruido 1 Fuente de ruido 2
Línea isófona Receptor sensible
Nivel de ruido lejano Distancia al limite de la fuente 122 m
FIGURA 9- 16 Trazado de líneas isófonas
GLOSARIO
Adiabático: transformación de un cuerpo efectuada sin que este reciba o ceda
calor Aire: mezcla gaseosa que compone la atmósfera terrestre, cuya composición
es, cuando menos, de veinte por ciento (20%) de oxígeno, setenta y siete por
ciento (77%) de nitrógeno y proporciones variables de gases inertes y vapor de
agua, en relación volumétrica. Álabes: son elementos mecánicos que sirven de
guía para un fluido el cual con su continuo movimiento produce rotación para la
generación de energía. Amplitud: La amplitud es el máximo desplazamiento
transversal de una onda. Analizadores no dispersivos: el concepto base de este
tipo de analizadores es la Ley de Beer - Lambert, que establece que la
transmisión de radiación electromagnética (medida como un cociente de
intensidades de la radiación transmitida I entre la incidente Io ) a través de
un medio absorbente, disminuye exponencialmentesegún el producto αcl, de
un coeficiente de atenuación dependiente de la especie química y la longitud de
onda, por concentración de la especie absorbente y la longitud de paso de la
radiación :
Biogas: gas combustible, compuesto principalmente por metano, obtenido a partir
de la descomposición anaeróbica de la materia orgánica. Biomasa: Material
orgánico de origen vegetal y animal posible de ser convertido en combustible
gaseoso Calidad del aire: es el nivel de concentración de sustancias o
elementos contaminantes presentes en el aire y que dado su nivel o
concentración pueden llegar a afectar la salud humana, la fauna y la flora, así
como ensuciar y deteriorar las estructuras y espacio público. Carbón coquizado:
producto sólido de la destilación destructiva o carbonización del carbón.
Cenizas de fondo: cenizas colectadas en el fondo de los sistemas de combustión
y que por su peso no son arrastradas por los gases de combustión. Cenizas
volantes: cenizas arrastradas por los combustión, en ausencia de dispositivos
de control
gases
de
Combustóleo (Fuel Oíl): combustible elaborado a partir de productos residuales
obtenidos de los procesos de refinación del petróleo crudo, se utiliza
exclusivamente como combustible industrial en hornos y calderas, para lo cual
se requiere un buen precalentamiento con el fin de obtener una combustión
óptima Concentración de una sustancia en el aire: es la relación que existe entre
el peso o el volumen de la sustancia y la unidad de volumen del aire en la
cualesté contenida. Contaminación atmosférica: es el fenómeno de acumulación o
de concentración de contaminantes en el aire Convenio de producción limpia: es
un acuerdo de voluntades que apoya acciones concretas y precisas que conduzcan
al mejoramiento de la gestión pública y empresarial y al control y reducción de
la contaminación. Decibeles dB (A): el decibel dB, es una unidad adimensional
que se utiliza para expresar la relación de dos valores numéricos sobre una
escala logarítmica. Debido a que el oído humano no responde de manera uniforme
a los sonidos de todas las frecuencias, en la mayoría de las consideraciones
del sonido se emplea la escala “nivel sonoro ponderado A”,(dB(A)), que es un
único número que
T = (I/Io) = e
-αcl
En instrumentos no dispersivos, la selectividad para un determinado componente
se consigue mediante filtros ópticos o incorporando en el propio instrumento
una muestra de gas a medir.
Atenuación por divergencia geométrica: el sonido generado desde una fuente
puntual crea un sistema de ondas esféricas que se propagan desde la fuente
hacia afuera, a través del aire, creando la primera esfera una onda siempre
creciente con el tiempo. A medida que la onda se extiende, la altura de la onda
o la intensidad del sonido en un punto dado disminuye, ya que la cantidad
constante de energía se extiende sobre una superficie siempre creciente de la
esfera. Este fenómeno es lo que se conoce como atenuación por divergencia
geométrica del sonido.
representa un nivel sonoro quecontiene una amplia gama de frecuencias y que es
representativo de la respuesta humana, resultante de la ponderación de
frecuencias altas y bajas.
Desarrollo sostenible: proceso de transformaciones naturales, económico -
sociales, culturales e institucionales, que tienen por objeto asegurar el
mejoramiento de las condiciones de vida del ser humano y de su producción, sin
deteriorar el ambiente natural ni comprometer las bases de un desarrollo similar
para las futuras generaciones. Diagnóstico Ambiental de Alternativas: documento
que contiene toda la información sobre la localización y características del
entorno geográfico, ambiental y social de las alternativas del proyecto, además
de un análisis comparativo de los efectos y riesgos inherentes a la obra o
actividad, y de las posibles soluciones y medidas de control y mitigación para
cada una de las alternativas Difracción: La difracción ocurre cuando un tren de
ondas se encuentra con un obstáculo (un objeto cualquiera o un agujero) y cada
punto del obstáculo se convierte en un foco emisor de ondas, en donde las ondas
emitidas interfieren entre sí. Eficiencia : es el resultado de la razón entre
la energía que sale de un sistema y la entrada del mismo, teniendo en cuenta
las pérdidas producidas por diferentes factores. Emisiones atmosféricas: es la
descarga de una sustancia o elemento al aire, en estado sólido, líquido o
gaseoso, o en alguna combinación de éstos, proveniente de una fuente fija o
móvil.. Erosión: conjunto de procesos por los que los materialesrocosos o los
suelos son agrietados, disueltos o arrastrados de cualquier parte de la corteza
terrestre. Espectrofotometría ultravioleta visible: se designa con el nombre de
espectrofotometría o absorciometría a un método muy general que se rige por el
siguiente principio: Una radiación, de longitud de onda dada, atraviesa la
disolución a analizar. De la proporción de radiación absorbida por la
disolución puede deducirse la concentración de la sustancia absorbente. Los
métodos espectrofotométricos se caracterizan por el tipo de radiación
electromagnética que interviene en ellos. La espectrofotometría ultravioleta
visible abarca la zona del espectro
comprendida nanométros.
entre
doscientos
nanómetros
y
ochocientos
Estratosfera: región de la atmósfera, entre la troposfera y la mesosfera, que
ocupa unos treinta kilómetros en los que la temperatura es constante Estudio de
Impacto Ambiental: documento que contiene la información sobre localización del
proyecto y los elementos bióticos, abióticos y sociales y económicos del medio
que puedan sufrir deterioro por la respectiva obra o actividad, el diseño de
los planes de prevención, mitigación, corrección y compensación de impactos y
el plan de manejo ambiental que deberá presentar ante la autoridad ambiental
competente el peticionario de una licencia ambiental. Fluorescencia: es un
proceso de emisión en el cual se emplea luz de una determinada longitud de
onda, normalmente en la región del ultravioleta cercano, para excitar las
moléculasdel gas a medir. El tiempo de permanencia en el estado excitado es el
suficiente para que las moléculas consuman parte de la energía en procesos
fotofísicos, antes de volver al estado fundamental, emitiendo fotones de menor energía,
es decir de longitud de onda más larga que la empleada para la excitación. Los
analizadores basados en este principio operan haciendo pasar un flujo continuo
de gas muestra por una cámara a temperatura controlada y diseñada para
minimizar luz difusa. El haz de radiación procedente de una lámpara
ultravioleta adecuada se selecciona mediante un filtro óptico y se envía a la
cámara de reacción. El haz de luz fluorescente producido por la reacción se
hace pasar a través de un segundo filtro óptico antes de captarse en un
fotomultiplicador, generando una señal de salida esencialmente proporcional a
la concentración del gas. Frecuencia (f) : La frecuencia de un sonido es el
número de ciclos realizados en un período determinado de tiempo. Las unidades
de frecuencia se pueden expresar en ciclos por segundo (cps) o Hertz (Hz).
Fuente fija: es la fuente de emisión situada en un lugar determinado e
inamovible, aún cuando la descarga de contaminantes se produzca en forma
dispersa.
Fuente fija puntual: es la fuente fija que emite contaminantes al aire por
ductos o chimeneas. Gravimetría: método de análisis químico cuantitativo que
determina la concentración de una sustancia por medio de la medición en peso de
la misma Impacto ambiental: cualquier cambio en el medio ambiente, seaadverso o
benéfico, en forma parcial o total, resultado de las actividades, productos o
servicios de una organización. Interferencia: Combinación de ondas individuales
para producir una onda resultante. La interferencia puede ser constructiva o
destructiva. Si las ondas que se combinan están en fase, es decir, las crestas
y los valles de las ondas individuales se encuentran en la misma posición, la
amplitud de la onda resultante es igual a la suma algebraica de las amplitudes
de las ondas individuales. Esto es interferencia constructiva. Si por el
contrario las ondas no se encuentran en fase, la amplitud de la onda será la
diferencia entre las amplitudes de las ondas individuales, interferencia
destructiva. Ionosfera: capa elevada de la atmósfera situada entre los ochenta
y cuatrocientos kilómetros de altura, en la cual se reflejan las ondas
hertzianas Isocinético: en la determinación de la emisión de contaminantes en
fuentes fijas, es la condición bajo la cual la velocidad a la que el gas entra
en la boquilla de la sonda de muestreo es igual a la velocidad del gas en la
chimenea, en las proximidades de la boquilla. Lixiviados: producto de la
lixiviación, proceso por el cual se retiran uno o varios solutos de un sólido,
mediante la utilización de un disolvente líquido. En el caso de las pilas de
almacenamiento de carbón y cenizas, el soluto corresponde a aquellas sustancias
componentes de la pila, que se disuelven en agua formando los lixiviados.
Longitud de onda: Distancia entre dos puntos sucesivos quetienen la misma
dirección y desplazamiento que la onda. Mesosfera: capa atmosférica que se
extiende por encima de la estratosfera
Opacidad: es el grado de reducción de la luz que ocasiona una sustancia al paso
por ella de la luz visible Ozono: Sustancia compuesta por tres átomos de
oxígeno (O3) altamente oxidante. La Tierra está cubierta por una capa de ozono
que la protege de los rayos ultravioletas. Plancton: plantas microbiológicas
presentes en las aguas dulces y marinas Plan de Manejo Ambiental: conjunto de
acciones de ingeniería, planeación, etc., tendientes a mitigar los efectos
negativos y magnificar los efectos positivos que ocasiona un proyecto en sus
diferentes etapas de desarrollo sobre el medio ambiente. Política ambiental:
declaración por parte de la organización de sus intenciones y principios en
relación con su desempeño ambiental global, que le sirve de marco para la
acción y para fijar sus objetivos y metas ambientales. Potencia: es la energía
generada en una unidad de tiempo de un conjunto motriz, producida por una
fuente mecánica o eléctrica. Producción limpia: aplicación continua de una
estrategia ambiental preventiva e integrada, en los procesos productivos, los
productos y los servicios, para reducir los riesgos relevantes a los humanos y
el medio ambiente En el caso de los procesos productivos se orienta hacia la
conservación de materias primas y energía, la eliminación de materias primas
tóxicas y la reducción de la cantidad y toxicidad de todas las emisiones
contaminantes ylos desechos. En los productos, se orienta hacia la reducción de
los impactos negativos que acompañan su ciclo de vida, desde la extracción de
materias primas hasta su disposición final. En los servicios se orienta hacia
la incorporación de la dimensión ambiental, tanto en el diseño como en su
presentación. Quimioluminiscencia: se basa en la generación de fotones que
tiene lugar en la reacción del compuesto con O3.. Una parte de las moléculas
excitadas emiten radiación en la zona infrarroja del espectro al volver a su
estado fundamental. La intensidad de esta emisión, esencialmente proporcional
al caudal másico del compuesto se mide mediante un fotomultiplicador, después
de pasar por un filtro óptico para seleccionar parte de la banda de emisión.
Reflexión: cambio de dirección de propagación que experimentan las ondas al
chocar con un obstáculo ubicado en el medio en el cual se desplazan.
Refracción: cambio de la velocidad de propagación de la onda al pasar de un
medio a otro con distintas características. Ruido: denominación dada a un
conjunto de sonidos sin armonía, indeseables, discordantes y confusos. Sistema
de gestión Ambiental: es la parte del sistema de gestión total, el cual incluye
la estructura organizacional, planificación de las actividades, responsabilidades,
prácticas, procedimientos, procesos y recursos para desarrollar, implementar,
lograr, revisar y mantener la política ambiental. Sonido: movimiento
ondulatorio que produce un estímulo en el oído humano, causando la
sensaciónauditiva. En general, el sonido se define como una perturbación que se
propaga por un medio elástico. Tecnología limpia: instrumentos, métodos y
procedimientos de producción, resultantes del más avanzado desarrollo de la
ciencia y la tecnología, o sean desarrollados específicamente para el
cumplimiento de los objetivos de reconversión a tecnologías mas limpias y que
siendo utilizados en las actividades industriales, comerciales o de servicios,
han sido diseñados de tal manera, que como resultado de la respectiva actividad
se produzca, en todo su proceso, el mínimo impacto sobre el medio ambiente, los
recursos naturales renovables y la salud humana. Tresbolillo: árboles colocados
en filas paralelas cruzados en diagonal Troposfera: zona inferior de la
atmósfera, de un espesor de once kilómetros aproximadamente Venturi:
dispositivo para medir el flujo de los fluidos, que incluye un cono corto
convergente, seguido en el mismo eje por un cono largo divergente. Este
dispositivo se usa también en el lavado de gases.
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