gasificación del carbón

5/12/2018 Gasificaci n del carb n - slidepdf.com

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Pre Factibilidad de Instalación de Central de Generación de EE con Gasificación deCarbón Antracita en el Departamento La Libertad – Perú

Ing. Raúl Paredes RosarioIng. MecánicoMg. Ing. [email protected]

Ing. Marcos Baca LópezIng. IndustrialMg. Ing. [email protected]

Resumen

Se presenta un análisis sobre la factibilidad de la construcción de una Central térmica en el Departamento La Libertad para generar energía eléctrica utilizando gas de síntesis obtenidode la gasificación del carbón antracita del Alto Chicama para facilitar su combustión y

reducir el impacto ambiental negativo en comparación de la combustión directa del carbón.Se concluye que es factible técnica y económicamente instalar una Central de generación de

energía eléctrica, debido a la obtención de elevados rendimientos energéticos en la Central,

que permitirían generar el kw-h carboeléctrico a un precio competitivo con el del kw-hhidroeléctrico, preponderante en nuestro país.

La central carboeléctrica trabajaría en Ciclo de regeneración de calor, con turbina a gas.Contará con una Planta de fabricación de oxígeno, pues la gasificación de la antracita se

haría con este gas, para obtener un gas de mediano poder calorífico inferior, de 10.000 a13.000 kJ/m3

La capacidad nominal del generador eléctrico de la central sería de 100 mW de EE, y de la

turbina, de 115 mW, pues la compresora que suministra el aire para la combustión del gas en

la turbina demanda una potencia de 15 mW. Considerando una carga promedio de 105 mW, se consumiría solamente 150000 TM de antracita al año, por lo que se puede asegurar un

período de trabajo mayor a los 300 años, teniendo en cuenta que la reservas probadas de esecombustible son de 250 millones de TM, solamente en La Libertad La energía producida por

esta central, alimentaría el sistema nacional interconectado.

1

mailto:[email protected]






Abstract

It’s presented an analysis about thermal central building in La Libertad for electrical generation using gas from anthracite carbon that comes from Alto Chicama to facilitate its

combustion to reduce negative environmental effects in comparison to direct carbon

combustion as solid.

It concludes that is possible economic and technical to install central electrical. It will be

obtained high energetic efficiency that allows low cost electrical generation. Central will

work with heath regenerated cycle, with gas turbine. It will have an oxygen factory to obtainhigh heating value.

Nominal power of electrical generator is 100 mW, the gas turbine 115 mW, the air compressor have 15 mW. The anthracite carbon consummation is about 150000 MT per year,

that will allow operate for 300 years, because there is an reserve of about 250 million MT

Anthracite Carbon Central will be connected to the national electric grid

2



Introducción

El Perú es el único importador neto de energía entre los países de la Comunidad Andina de Naciones, con demanda energética de crecimiento sostenido. Es un país deficitario conconsumos energéticos anuales de 0.38 para 1990 y 0.56 cuatrillones de BTU para el año 2000y con producción anual de 0.41 a 0.39 cuatrillones de BTU. El Perú tiene un indicador deconsumo eléctrico, de 676 kilowatt-h por habitante, solamente.

BALANZA DE HIDROCARBUROS DEFICITARIA

2004 alcanzó los us$ 1,029 millones

2005 superará us$ 1,500 millones...........a pesar de Camisea

Aspectos relevantes de la operación del SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional)correspondiente a enero de 2006

1. DEMANDA

La máxima demanda de enero alcanzó los 3 287,4 MW, esta se produjo a las 20:00 horas deldía 26. Con relación a enero de 2005, tuvo un crecimiento de 7,7%.La producción de energía alcanzó los 2 041,9 GWh, con relación a enero de 2005 tuvo uncrecimiento de 7,7%. El Factor de Carga del mes alcanzó el 83,72%.

3



2. DETALLE DE LA PRODUCCION

La energía de procedencia hidráulica durante el mes de enero de 2006 fue inferior en 3,2% ala del 2005 y la energía de procedencia térmica fue superior en 39,1%.

ENERGIA PRODUCIDA ENERO (GWh)

Se ha observado en algunas de las centrales hidroeléctricas representativas del SEIN, unadisminución en su producción con relación al 2005. Así, la producción de las centrales de

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EDEGEL vinculadas a las cuencas del Rímac y Santa Eulalia, y de las centrales de EGENOR ha disminuido en 15,1% y 6,9% respectivamente, tal como se aprecia a continuación.En enero de 2006, la generación de energía de procedencia térmica, aumentó debido a lamenor disponibilidad hidráulica, y al incremento de la demanda.

Se aprecia en los siguientes gráficos, un incremento del consumo de petróleo (Diesel2 yresiduales), gas natural y del carbón, con relación al 2005.

El gas natural continúa siendo el combustible relevante de la operación, de tal forma que la producción a partir de este combustible pasó de 10,7 % en enero 2005 a un 12 % en el

2006, en el caso del carbón éste pasó de 0 % a 3 %, y respecto al petróleo aumentó de 1,6% aun 2%.Por otro lado, se destaca una baja producción de origen hidráulico, debido a la menor disponibilidad de recurso hídrico, dada la menor captación del recurso en embalsesestacionales en el periodo de avenida del año hidrológico anterior por la menor escorrentíanatural registrada en el 2006.La cobertura de la demanda en enero de 2006, fue como se muestra en el gráfico siguiente. El01 se registró la menor cobertura con energía de procedencia hidráulica (89%) y el 31 lamáxima cobertura (92%).

El crecimiento de energía acumulado se mantiene alrededor del 7,7%, tal como se muestra enel gráfico siguiente.

5



ANALISIS DE LA PRODUCCION Y CONSUMO DE ENERGIA ELECTRICA EN ELDEPARTAMENTO LA LIBERTAD EN EL 2003 Y 2004

AÑO-2003

1. POTENCIA DE ENERGÍA ELÉCTRICA INSTALADA EN LA LIBERTAD 2003(MW)

SECTOR

PUBLICOSECTOR

PRIVADO

HIDRAULICA

TERMICA

EOLICA

0

20

40

60

80

100

MW

LIBERT AD -2003

2. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA LIBERTAD- 2003 (GW-H)

SECTOR

PUBLICOSECTOR

PR IVADO

HIDRAULICA

TERMICA

EOLICA

0

50

100

150

200

GW-H

DUCC ION DE ENERGIA ELECTR ICA LA LIBERTA D-2

(GW-H)

Empresas de sector publico Empresas de sector privado

Departamento Total Total Hidráulica térmica Eolica Total Hidráulica Térmica

La Libertad 230,4

45,6 26,9 18,3 0,4 184,8

8,9 175,9

6



Calculo del factor de utilización de Planta λ:

.%04.15

100)8.174(.)24365(

)10004.230(

....;..100

=

−=

×Ρ

Ε =

λ

λ

λ

xMw xh x

hMw x

prod

prod

Déficit de Energía en la Libertad-2003:

Existió un déficit de 148.4977 MW que es equivalente al 84.96.% del total de la potenciaInstalada existente en la Libertad.

3. POTENCIA INSTALADA DEL DPTO. LIBERTAD 2004 (MW)

Departamento Mercado eléctrico Uso propio Total por origen Total pordepartamen

Hidráulica Térmica Eólica total Hidráulica Térmica Total Hidráulica Térmica Eólica

La libertad9.84

(13%)62.91(86%)

0.25(0%)

73(41%)

4.09(4%

99.07(96%

103.16

(59%

13.938%

161.9892%

0.250.1%

176.16( 2.9%)

La Libertad

Lima0

200

400

600

8001000

1200

1400

1600

Potencia Instalada Total-2004 (MW)

5. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA LA LIBERTAD EN EL 2004 (GW-H)

Empresas de sector publico Empresas de sector privado

Departamento Total Total Hidráulica térmica Eolica Total Hidráulica Térmica

La Libertad 174,8

73,7 10,4 63,0 0,3 101,1

3,0 98,0

7

• Producción de Energía (E prod):230.4 GW-h

• Potencia Instalada (P p):174.8 MW



Departamento

Mercado eléctrico Uso propio Total por origen Total pordepartam

entoHidráulica

Térmica

Eólica

total

Hidráulica

Térmica

Total

Hidráulica

Térmica

Eólica

Lalibertad

31.37

(53%)

27.86

(47%)

0.44

(1%)

59.6

7(27%)

7.63

5%)

156.17

(95%

163.

873%

39.0

17%

184.03

83%

0.44

0 %

223.47

(0.92%)

La Libertad

Lima0

1000

000

000

000

000

uccion Total de Energia Electr ica-200

Calculo del factor de utilización de Planta en La Libertad-2004:

.%482.14

100)16.176(.)24365(

)100047.223(

....;..100

=

−=

×Ρ

Ε =

λ

λ

λ

xMw xh x

hMw x

prod

prod

Calculo del factor de utilización de Planta en Lima:

.%190.36

100)06.1506(.)24365(

)10006.4774(

....;..100

=

−=

×Ρ

Ε =

λ

λ

λ

xMw xh x

hMw x

prod

prod

Déficit de Energía en La Libertad -2004:

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Existió un déficit de 150.65 MW que es equivalente al 85.518.% del total de la potenciaInstalada existente en la Libertad.

5. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A NIVEL NACIONAL 2004

La producción de energía eléctrica en el 2004 alcanzó los 24 267 GW-h, habiéndoseIncrementado en 6 % respecto al año 2003. Según el tipo de servicio, la producción para elmercado eléctrico fue 22 620 GW-h (93%) y 1 647 GW-h (7 %) para uso propio.

Producción de energía de origen hidráulicoLa producción de energía eléctrica de origen hidráulico en el año 2004 fue 17 525 GW-H querepresentó el 72% del total de energía producida en el país. La central hidroeléctricaSantiago Antúnez de Mayolo fue la de mayor contribución al mercado eléctrico con 5 349

GW-h. Las empresas con mayor producción de energía de origen hidráulico, fueron:Electro Perú con 40% y EDEGEL S.A.A. con 25%; ambos índices respecto a la produccióntotal para el mercado eléctrico.

Producción de energía de origen térmicoLa producción de energía eléctrica de origen térmico en el año 2004 fue de 6 740 GW-h, querepresentó el 28% del total de energía producida en el país. Las centrales térmicas de mayor contribución para el mercado eléctrico son: C.T. Ilo 2 (859 GW-h), C.T. Aguaytía(835 GW-h), C.T. Ilo 1 (539 GW-h) y C.T. Malacas (395 GW-h). Las empresas con mayor Producción de energía eléctrica de origen térmico para el mercado eléctrico son Energía delSur S.A. (30%) y Termo selva S.R.L. (20%).

ESTADÍSTICA ELÉCTRICA

Mercado Intergeneradores

De acuerdo a la información brindada por el COES, la empresa Edegel S.A.A. realizó lamayor entrega neta de energía eléctrica con 869 GW.h, seguido de Etevensa S.A. con 605GW.h. Por otro lado, la empresa que realizó el mayor retiro neto de energía fue ShougesaS.A.A. con 378 GW.h, seguido de Electroperú con 340 GW-h.

Recursos Energéticos para la generación de energía eléctricaHidrología

El recurso hídrico utilizado para generar energía eléctrica, estuvo disponible en mayor medidaen los embalses de la zona centro norte y zona sur del país. Entre los más importantes se tiene:en la zona centro norte, el lago Junín que alcanzó un volumen útil máximo de 252,0 millonesde m3 de agua, registrado en el mes de abril; y por otro lado en la zona sur, la laguna Aricotaregistró un volumen máximo de 227,6 millones de m3 de agua, registrado en el mes defebrero.El volumen máximo de los embalses registrados en la región centro norte del país alcanzó enel mes de abril 577,1 millones de m3, y en la región sur el volumen máximo de los embalses

fue de 595,3 millones de m3 registrado en ese mismo mes.CENTRALES TERMICAS

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Tipo de combustibles usados en las centrales térmicas

Entre los combustibles líquidos utilizados en las centrales térmicas durante el año 2004, están

el Diesel 2 (109,7 millones de galones), luego el Residual 500 (48,3 millones de galones) yResidual 6 (41,4 millones de galones). El consumo de Gas natural alcanzó los 735 millones demetros cúbicos, que representa un incremento importante de 67% respecto al 2003; asimismo,el uso del Bagazo fue de 689 miles de toneladas menor en 33% al registrado el año anterior.En cambio, el consumo de Carbón fue 359 miles de toneladas, mayor en 19% al registrado elaño 2003.

EXTRACCION DE CARBON REQUIERE DE MAS INVERSION

Revisado de " Mineria y Petróleo , 14/01/2004 " PERÚ

El potencial de carbón antracita (carbón de piedra) en La Libertad es enorme y el recurso podría extraerse por 400 años consecutivos. El problema es que pese a que es un carbón de primera calidad, los volúmenes de producción no alcanzan para abastecer el mercado local.Actualmente, la producción anual bordea las 50 mil toneladas.

Según el empresario José López de Castilla, quien extrae 5 mil toneladas mensuales de lasminas de Huaranchal (Otuzco) y abastece de este producto a Aceros Arequipa, SiderPerú,entre otras productoras de acero del país, el principal impedimento para que puedadesarrollarse este sector, es el difícil acceso a los yacimientos como Usquil, Huaranchal(Otuzco), Huamachuco, Santiago de Chuco y otras de la sierra liberteña.

Ello encarece los costos y de eso se aprovecha la competencia (Colombia, Rusia y China) queofrecen precios más bajos pese a contar con un producto de menor calidad. "Podríamos

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http://www.mineriaypetroleo.com/modules.php?name=News&file=article&sid=716

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abastecer al mercado interno con 100.000 toneladas mensuales, pero no hay buenas carreteras,lo que desanima a los empresarios mineros a invertir", apuntó.

López de Castilla manifiesta que estamos desperdiciando un gran potencial, además de que

este recurso es un generador de empleo y proporcionaría recursos para La Libertad.

Invocó a las autoridades regionales, congresistas y sobre todo del Ministerio de Transportes,que realicen trabajos de mejoramiento y ensanchamiento de las carreteras a los yacimientosexistentes en La Libertad para que se pueda extraer el carbón que abastezca el mercado

Ant ecedentes del carbón en Perú

CARBÓN ANTRACITA Introducción

El Perú alberga un considerable potencial de carbón cuyo aprovechamiento ofreceinteresantes y variadas oportunidades para los inversionistas.Las mejores posibilidades presenta la explotación e industrialización de la antracita de losAndes Nor-occidentales. La costa Norte del Perú, próxima a los yacimientos, se estáindustrializando y necesita el carbón como materia prima y/o como fuente de energía.El potencial de las antracitas en la Sierra Norte tiene el orden de cientos de millones detoneladas.Una gran parte de la antracita tiene un alto poder calorífico y puede utilizarse para finesespeciales e inclusive exportarse.

Dicho potencial se aprovecha de manera muy limitado. Según el Ministerio de Energía yMinas el Perú produjo últimamente unas 31,000 TM/año de antracita no sobrepasando laextracción anual a 81,000 TM.Actualmente las explotaciones de antracita en el Perú son muy pequeñas y primitivas, eltransporte es muy caro, la producción es heterogénea y el suministro inseguro.La mayor parte de la antracita extraída se utiliza sin lavado como combustible barato en lasladrilleras y sólo una pequeña fracción en las industrias.

No habiendo suministro adecuado no se ha desarrollado el mercado para los carbonesnacionales.

El pre-requisito para el uso racional de la antracita es la preparación, que en condiciones

peruanas consistiría en la homogenización, división según las granulometrías y lavado. Estetrabajo es realizado normalmente por los productores, pero lo pueden hacer también losusuarios o los revendedores.Durante la preparación conviene separar los trozos gruesos, que tienen un precio mejor. Elcarbón de mejor calidad se puede exportar siempre y cuando se cuente con un lotesuficientemente grande para alquilar un barco.

El lavado es especialmente importante para el beneficio de la fracción fina o "cisco" queconstituye una gran parte de la antracita extraída de la mina.Actualmente el "cisco" no se lava y en consecuencia el contenido de material no combustiblees alto lo que reduce su valor.

Las lutitas finas en el cisco, tienen una temperatura de fusión más baja que las cenizas delcarbón y originan su aglomeración. Esto reduce el rango de temperaturas en el cual pueden

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trabajar los hornos a antracita que evacuan las cenizas en forma de polvo, que de todasmaneras es pequeño.

Por la antracita preparada podrían interesarse varias industrias. Muy importante es en algunos

casos su poder reductor.La siderúrgica de Chimbote tiene una planta experimental para utilizar la antracita en lareducción directa de los pellets de óxidos de hierro provenientes de Marcona, existiendo

proyectos de su ampliación.En el pasado se utilizó la antracita peruana para fabricar filtros, moldes y electrodos. Lasindustrias que utilizan en su proceso el calor o vapor, podrían interesarse en la antracita comocombustible siempre y cuando los precios de la energía contenida, sean competitivos.La antracita podría sustituir, algunos combustibles que podrían ser usados de manera másconveniente. La sustitución de bagazo de caña por la antracita en los ingenios, permitiríautilizar éste como materia prima para la fabricación de cartón.El gas producido a partir de antracita peruana ya fue utilizado exitosamente en la siderúrgica,

y podría prepararse como combustible para la venta a los usuarios en algunas ciudadesindustriales, como por ejemplo Chimbote.La producción de briquetas del carbón para cocinas domésticas fue estudiada exhaustivamente

por la Pontificia Universidad Católica del Perú.

Para que la antracita pueda competir como combustible con el petróleo y sus derivados, el precio de su energía debe ser por lo menos en 30% más bajo. Esto se debe al más fácil manejode los combustibles líquidos que genera grandes ahorros.El pre-requisito para la baja de los precios de la energía es la reducción de los costos de la

producción y transporte de la antracita. Para bajar estos costos las operaciones minerasdeberían ser más grandes para hacer economías de escala.El transporte, que en la Sierra norte es muy caro, debe ser de preferencia, masivo. En losvalles más anchos se podría poner las líneas de ferrocarril y donde esto no es posible, mejorar las carreteras.Los finos del carbón, donde hay suficiente agua podrían ser llevados por carboductos y losgruesos, a través de los tramos difíciles, por fajas transportadoras. Donde el costo deltransporte del carbón, a pesar de las mejoras, resultaría prohibitivo, la energía contenida en laantracita debe ser convertida en la eléctrica y enviada por cable a los lugares de consumo.La conversión en energía eléctrica es especialmente recomendable para las fracciones finascuyo valor unitario no permite un transporte caro.

El déficit de energía eléctrica en el Norte peruano tiene en este momento el orden demagnitud de cientos de megawatios y está rápidamente creciendo.Para cubrir este déficit se han preparado varios anteproyectos de centrales carboeléctricas

basados en las antracitas de las cuencas de Chicama y Santa, cuyos yacimientos son másaccesibles y mejor conocidos.La energía producida por estas centrales, alimentaría el sistema nacional interconectado, cuyalínea de transmisión se extiende a lo largo de toda la costa del Norte del Perú. Algunos deestos proyectos alcanzaron el nivel de factibilidad pero no se concretizaron ya que el gobiernoy las empresas paraestatales que los han preparado, no tenían el capital suficiente, para suimplementación.

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Según la nueva Ley de Electricidad, los proyectos carboeléctricos podrán ser desarrollados por empresas particulares que tendrán la opción de utilizar, pagando los derechoscorrespondientes, el sistema nacional interconectado para la transmisión de la energía.Los precios de la energía establecerán de mutuo acuerdo los productores y usuarios sin

intervención del gobierno.

En los Andes nororientales, al parecer, existen depósitos de hulla que el Perú necesita eimporta de Colombia para la industria de cemento y metalúrgica. El reconocimiento deldepósito de Oyón en el departamento de Lima por SIDERPERU con ayuda de la consultora

polaca KOPEX determinaron relativamente pequeñas reservas de carbón (22’000,000) muyheterogéneo de las cuales la mitad son hullas metacoquificables que para producir coquenecesitan ser mezclados con otros tipos de carbón. Dichas reservas no son suficientes paraabrir una coquería. Por otro lado el depósito de Oyón es muy perturbado tectónicamente y suexplotación será difícil en gran escala.

Lar-carbón importa 240,000 TM anuales de hullas sub-bituminosas, con 35% a 38% dematerias volátiles y con los máximos de 10% de la humedad y 10% de cenizas, que utilizan

principalmente Cemento Lima y Cemento Andino.Cemento Norte de Pacasmayo trae por su lado 80,000 TM anuales de hullas concaracterísticas similares.CENTROMIN utiliza 50,000 TM/año de hullas bituminosas coquificables y Aceros ArequipaS.A. unos 25,000 TM/año.Todavía se ignora cual será política de ACERCO que adquirió la siderúrgica de Chimbote.Dicha siderúrgica tiene un alto horno para el cual el anterior dueño: SIDERPERU importabacoque extranjero.

Antracita

La antracita es el mejor de los carbones, muy poco contaminante y de alto poder calorífico. Esel carbón de mejor calidad, procede de la transformación de la hulla.

Carbón duro que tiene el mayor contenido de carbono fijo y el menor en materia volátil de loscuatro tipos. Contiene aproximadamente un 87,1 % de carbono, un 9,3 % de cenizas y un 3,6% de material volátil. Tiene un color negro brillante de estructura cristalina.

Se utiliza sobre todo como combustible y como fuente de carbono industrial. Aunque se

inflama con más diferencia que otros carbones, libera una gran cantidad de energía alquemarse y desprende poco humo y hollín.

Actualmente en La Libertad sólo dos empresas están encargadas extracción del carbónantracita:

1. CEMENTOS PACASMAYO S.A.A. que extrae el carbón del distrito de Cascas en la provincia Gran Chimú.

2. SMRL. LOMA LARGA que extrae el carbón del distrito de Huaranchal en la provincia Otuzco.

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Poder calorífico del carbón antracita:

Combustible kcal/kg

Acetileno 11.600 kcal/kg

PropanoGasolinaButano

11.000 kcal/kg

Gasoil 10.200 kcal/kg

Fuel-oil 9.600 kcal/kg

Antracita 8.300 kcal/kg

Coque 7.800 Kcal.

Alcohol de 95º 6.740 kcal/kg

Lignito 4.800 kcal/kgTurba 4.700 kcal/kg

Hulla 4.000 kcal/kg

CICLO COMBINADO DE GASIFICACIÓN INTEGRADA:

CENTRALES TÉRMICAS DE CARBÓN MÁS ECOLÓGICAS PARA ELSUMINISTRO ENERGÉTICO DEL FUTURO

Asunto:En Puertollano (España), ha entrado en funcionamiento la que es en la actualidad la mayor central de ciclo combinado de gasificación integrada (CCGI) del mundo.Esta central es solamente uno de los diversos proyectos en curso en los EE.UU., Europa yJapón.Relevancia:Para que las centrales térmicas contribuyan al suministro de electricidad en el futuro debencumplir no solamente con las exigencias económicas sino también con las relativas al medioambiente.Las centrales térmicas de carbón existentes presentan desventajas significativas encomparación con sus competidoras.Los nuevos desarrollos en la tecnología del carbón tales como las centrales de CCGI ofrecenuna oportunidad para continuar con el uso del carbón en la producción de energía eléctrica,con menor perjuicio para el medio ambiente.El valor estratégico de estas tecnologías puede ser especialmente relevante con vistas a

posibles planes de ejecución conjunta con países en vías de desarrollo para conseguir lareducción de la emisión de gases de efecto invernadero.

Introducción

Tradicionalmente, el carbón se usaba en casi todos los sectores, como el consumo doméstico,

la industria y la producción de energía eléctrica. La electrificación progresiva de la sociedadrestringió su potencial dentro del sector de consumo doméstico pero le confirió un peso

14

http://es.wikipedia.org/wiki/Acetileno

http://es.wikipedia.org/wiki/Propano

http://es.wikipedia.org/wiki/Gasolina

http://es.wikipedia.org/wiki/Butano

http://es.wikipedia.org/wiki/Gasoil

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Fuel-oil&action=edit

http://es.wikipedia.org/wiki/Antracita

http://es.wikipedia.org/wiki/Coque

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Alcohol_de_95%C2%BA&action=edit

http://es.wikipedia.org/wiki/Lignito

http://es.wikipedia.org/wiki/Turba

http://es.wikipedia.org/wiki/Hulla

http://es.wikipedia.org/wiki/Acetileno

http://es.wikipedia.org/wiki/Propano

http://es.wikipedia.org/wiki/Gasolina

http://es.wikipedia.org/wiki/Butano

http://es.wikipedia.org/wiki/Gasoil

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Fuel-oil&action=edit

http://es.wikipedia.org/wiki/Antracita

http://es.wikipedia.org/wiki/Coque

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Alcohol_de_95%C2%BA&action=edit

http://es.wikipedia.org/wiki/Lignito

http://es.wikipedia.org/wiki/Turba

http://es.wikipedia.org/wiki/Hulla



específico significativo en el sector de las centrales térmicas de carbón. Sin embargo, en losúltimos años ha crecido la preocupación por los problemas medioambientales, lo que provoca

presiones para restringir el uso del carbón. El carbón presenta serias desventajas que tienden a penalizar a priori su uso como fuente primaria de energía. En primer lugar, es más difícil

quemar carbón que quemar petróleo o gas natural, ya que la manipulación y elalmacenamiento de un combustible sólido ofrecen dificultades. Además, la combustióntambién produce residuos sólidos que es preciso retirar y tratar. La combustión del carbón

produce con frecuencia compuestos químicos, como óxidos de azufre y de nitrógeno, que provocan notables daños en el medio ambiente a través de la acidificación de la lluvia. Por último, y no menos importante, es bien conocido que el carbón constituye el combustible fósilmás intensivo en carbono: la combustión del carbón produce aproximadamente 100 TmCO2 /TJmientras que la combustión del gas natural produce 54 TmCO2 /TJ.

A pesar de estas desventajas, el carbón seguirá utilizándose en el futuro porque esrelativamente barato y de amplia disponibilidad. Las reservas mundiales de carbón registradas

en la actualidad pueden superar las 1.200 x 109 TmEC (toneladas equivalentes de carbón), pero si se consideran los recursos conocidos que puedan explotarse en el futuro la estimaciónasciende a 5.000 x 109 TmEC, es decir, el quíntuple de las reservas registradas actualmente, entérminos de contenido de energía. El nivel de reservas comprobado garantiza el nivel deconsumo actual durante más de dos siglos.

Los nuevos desarrollos en tecnología del carbón ofrecen la posibilidad de continuar utilizandoel carbón para la producción de energía eléctrica de un modo menos perjudicial para el medioambiente, superando sus inconvenientes actuales. Una de las opciones más importantes es lautilización de centrales térmicas de ciclo combinado de gasificación integrada (CCGI). La

idea de la gasificación del carbón no es nueva, pero sí es relativamente nuevo el diseño de unacentral combinada donde se obtiene, a partir del carbón, un sustituto del gas natural, que sequema después en un esquema de ciclo combinado, produciendo electricidad. Remontando ala central pionera alemana de Lünen (1969) se ha comprobado que el CCGI constituye una

buena solución tecnológica para producir energía eléctrica a partir del carbón, con altorendimiento y escasas emisiones contaminantes. El alto coste asociado a este esquema deconversión congeló su desarrollo hasta que las preocupaciones ecológicas y, en especial, las

presiones para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de las centrales térmicasreavivaron el interés por esta tecnología.

Centrales térmicas de ciclo combinado de gasificación integrada (CCGI) del carbón

La figura inferior muestra el diagrama de flujo de una central térmica de CCGI. El carbón (o posiblemente una mezcla combustible) se gasifica a presión en el gasificador. El gascombustible generado se purifica y se lleva a la turbina de gas que acciona el primer alternador. Los gases de combustión calientes de la turbina de gas se utilizan para producir elvapor en un generador de vapor. El vapor impulsa la turbina que produce el 30-40% restantede la potencia eléctrica total.

La tecnología de CCGI

Esta tecnología aprovecha las ventajas de rendimiento termodinámico que ofrece la

combinación de dos ciclos, uno de turbina de gas y otro de turbina de vapor (Ver Figura 1).Para aplicar este esquema, actualmente de uso muy extendido en las centrales térmicas de gas

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natural, es preciso gasificar el carbón antes de la combustión en la turbina de gas. El beneficio para el medio ambiente que se deriva de este esquema se basa en que el gas producido puede purificarse antes de su combustión. En comparación con el tratamiento de los gases decombustión, ofrece la ventaja de que se tratará una cantidad mucho menor de gases y además,

la composición de los gases del carbón es tal que permite una purificación más fácil. Además, puede gasificarse combustible de baja calidad y después de purificar el gas obtenido, éste se puede utilizar para la producción de electricidad. El proceso de purificación se puede ampliar y permite eliminar el dióxido de carbono de las emisiones. Así pues, esta tecnología se

propone como base para centrales térmicas de carbón de baja emisión de CO2 , con captura deCO2 .

La combinación de turbinas de gas y de vapor en la misma central térmica, así como lagasificación del carbón, son tecnologías probadas. Sin embargo, la integración del gasificador en una central térmica plantea exigencias adicionales. Para que los gases del carbón sequemen eficientemente en la turbina de gas es necesario un valor calorífico mínimo. Se deben

seleccionar los procesos adecuados de gasificación, y la integración y optimización de todoslos procesos tienen una importancia fundamental para la eficiencia global.

La purificación de los gases del carbón constituye otra cuestión crítica.

Estado actual de la tecnología

Estamos asistiendo en la actualidad a una expansión de la tecnología de CCGI: unos 87 proyectos de CCGI se encuentran en fase de construcción, planificación o evaluación, y seespera que entre los años 1996 y 2000 estén en funcionamiento 10 centrales térmicas con una

capacidad instalada que oscile entre 60 y 500 MW.Las centrales construidas hasta ahora han pretendido demostrar la viabilidad de la tecnologíay ensayar la utilización del gasificador y de las tecnologías de purificación. No representansistemas totalmente optimizados e integrados. Después de una demostración satisfactoria, latecnología podrá comercializarse. La central ELCOGAS de Puertollano es una "joint venture"de varias empresas eléctricas y fabricantes europeos y está construida a escala totalmentecomercial (330 MW).

La central, que gasificará una mezcla de coque y carbón local de baja calidad, operará con unrendimiento aproximado del 45%. Sin embargo, no incluirá los desarrollos tecnológicos más

recientes. Se estima que un esquema optimizado, que aplique la tecnología más reciente, puede alcanzar probablemente un rendimiento de casi el 50%, que es considerablementemayor que el de otras tecnologías del carbón en uso.

Considerando la expansión de las centrales térmicas de CCGI en el mundo (como se refiere en[Pruschek 1995]), la conclusión inmediata es que esta tecnología está experimentando un augeespectacular. Sin embargo, este fenómeno debe considerarse teniendo en cuenta dos factores.

La primera cuestión básica es el destino del carbón como combustible fundamental para lascentrales térmicas. Aquí entran en juego no sólo el coste de combustible y de capital, sinotambién otros aspectos relacionados con problemas medioambientales y estratégicos, como la

necesidad de limitar las emisiones de CO2 en el futuro, el potencial del carbón para garantizar

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http://www.jrc.es/pages/iptsreport/vol09/spanish/Ene2S096.htm#Referencias%23Referencias

http://www.jrc.es/pages/iptsreport/vol09/spanish/Ene2S096.htm#Referencias%23Referencias



la seguridad del suministro, la situación política de los países proveedores de combustiblesfósiles, etc.

El segundo factor se relaciona con el papel que puede desempeñar el CCGI con respecto a

otras tecnologías limpias del carbón (TLC) avanzadas, aparte del aspecto de la competenciaentre combustibles.

Aunque la posición relativa del CCGI respecto a otras tecnologías limpias del carbón se puedeconsiderar prometedora, parece que con la estructura actual de precios de los combustiblesfósiles y los costes de la instalación tecnológica, el CCGI (y en general las TLC) estácondenado a quedar fuera del mercado excepto para fines de demostración. El coste actual dela tecnología es muy alto (alrededor de 2.800$/kW instalado en el proyecto ELCOGAS).

No obstante, dado que esta central térmica es la primera de su clase, la inversión necesaria para las centrales de CCGI tendrá que disminuir. Sin embargo, es difícil predecir la direcciónfutura de los costes de capital.

El mercado de la electricidad, cada vez más competitivo, está aumentando la presión paraobtener una producción eléctrica cada vez más barata. Así, a menos que tengan lugar importantes mejoras en la estructura de costes de capital del CCGI, para que esta tecnologíasea plenamente competitiva se requiere previamente que se produzcan aumentossignificativos en los precios del gas natural. También debe observarse que un incremento del

precio medio de los combustibles fósiles podría dar lugar a que algunas de las recientestecnologías de energías renovables (ER) alcancen el nivel de viabilidad económica, conmenos problemas medioambientales y menor coste de combustibles y de funcionamiento.

Esto no significa necesariamente que el CCGI pueda entablar una competencia directa con lasER en estas circunstancias ya que la disponibilidad espacio-temporal de las ER será todavía,

probablemente, el principal factor limitante para su uso en el futuro. Por ello, es más probableque tenga lugar un proceso de especialización, con centrales térmicas de carbón quesuministren electricidad en horas-valle, dejando la parte de las horas-punta a las ER competitivas (si se dispone de ellas).

La gasificación del Carbón

Gasificación es un proceso de manufactura, que convierte el carbón, en un gas limpio que

puede ser utilizado como combustible para generar electricidad o como materia prima básica para productos químicos, producción de fertilizantes, o producción de combustibles.

El proceso consiste en alimentar de carbón en un recipiente a alta presión y temperatura,donde reacciona en condiciones controladas con vapor y con oxígeno. En el proceso el carbónse convierte en un gas, llamado gas de síntesis, al cual se le extrae el azufre y otras impurezas.Como residuo quedan unas cenizas vitrificadas, que pueden ser empleadas en la industria dela construcción.

En el caso del gas natural el proceso se inicia a partir del momento en que el carón esgasificado, por lo que el proceso es más económico.

17



El proceso consiste en pasar vapor de agua y oxigeno a traves de coke a altas temperaturas y presiones, como resultado se obtiene monoxido de carbono e hidrogeno, que luego seconvierten en combustibles líquidos. Como residuos del proceso, se obtienen azufre y CO2.

Para el gas natural para pasar a gas de síntesis (Syngas) se convierte el gas natural enmonóxido de carbono e hidrogeno por oxidación parcial o por reforming.

Estas plantas tienen la ventaja adicional, que podrían servir en el futuro de ser necesario comofuentes para producir hidrogeno, para ser empleado en celdas de combustible, o comocombustible.

La gasificación difiere de la combustión convencional del carbón, en el hecho de que en la primera, las impurezas del carbón que pueden polucionar, se remueven antes de lacombustión. Solo gas limpio, comparable al gas natural, es quemado. Igual cosa puede decirsede los combustibles líquidos producidos, que son de alta calidad.

Desarrollos Comerciales

Sasol ha desarrollado una tecnología propia para la gasificación del carbón. El relativo alto porcentaje de contenido de metano del proceso Sasol-Lurgi, permite que la empresasuministre mas de 29 millones de megajulios equivalentes de gas combustible rico en metano,

para 700 clientes industriales, en una red de gasoductos en Sudáfrica que tiene mas de 1,400kilómetros.

A partir del carbón, esta empresa produce, amoniaco, y fenoles, como subproductos de lagasificación. También produce alquitranes, que son convertidos en productos como creosotasy desinfectantes. Otros subproductos son antracita calcinada y carburos.

Otra utilización industrial de la gasificación del carbón, es la producción de metanol a partir del carbón gasificado.

Desarrollo actual en el mundo

Actualmente existen 160 proyectos de gasificación en todo el mundo, que incluyen alrededor de 410 gasificadores, con una producción combinada de gas de síntesis de 60,000 MWth, loque permitiría generar en ciclo combinado alrededor de 33,000 MWe

En la actualidad, a finales del año 2000, existían en el mundo 89 proyectos de producción dequímicos a partir del carbón, que producen alrededor de 18,000 MWth.

Químicos. Producción de Anhídrido acético a partir de carbón. La fabricación de productosquímicos a partir de carbón.

Gas de carbón para electricidad. Aplicación

Otra muestra de la utilización de gas a partir de carbón, son los proyectos de generacióneléctrica con gas de carbón.

Nuevos factores están contribuyendo al crecimiento de la generación con gas de carbón, estosestán relacionados con avances en la tecnología de la gasificación, la mejora en la eficiencia

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de las turbinas a gas, la flexibilidad de cambiar de combustible, permitiendo el uso dematerias primas de diferentes calidades, permitiendo así bajar los precios. Este crecimiento, sesuma al ya importante papel del gas de síntesis en la industria química.Existe un proyecto bien conocido en USA, se trata del proyecto de repotenciación y

gasificación de carbón del Wabash River. Este es un proyecto de 260 MW, de ciclocombinado a partir de gasificación de carbón. La inversión total de dicho proyecto,incluyendo costos operacionales durante cuatro años, ascendió a US$438M. Esta cifra es alta

por ser un prototipo, a escala comercial, sería menos costoso.En estos proyectos, el costo de la inversión oscila entre 850 y 1500 dólares por kilovatioinstalado.Para el proyecto de Wabash River, la tecnología empleada fue la E-GASTM, de dos etapas.La composición del gas de sintesis producido, en este tipo de procedimiento es la siguiente:

• N2 ............ 1,9%• Argón ....... 0,6%

• CO2 ......... 15,8%• CO .......... 45,3%• H2 ........... 34,4%• CH4 ......... 1,9%• S2 68 ppm

Este gas es relativamente pobre en poder calorífico, 277 Mbtu/Kpc (PCS).Los sistemas de generación de electricidad y de productos químicos, pueden ser integrados encomplejos industriales, donde las diferentes actividades se complementen.

Gasificación en lecho fluidizado:

Debido al flujo de mezcla perfecta del sólido, no se forman gradientes de temperatura. La pirólisis en un lecho fluidizado se efectúa a una velocidad de calentamiento alta lo quedisminuye la producción de alquitrán. Asimismo, la isotermicidad del lecho fluidizado

permite un mayor control de temperatura.

Son más adecuados para capacidades importantes (superior a 600 kg biomasa/h). Los sólidosa procesar deben ser de tamaño inferior a 1 cm y su contenido en humedad inferior también al50%.

Cuando la gasificación esta integrada en un ciclo combinado, el residuo sólido se transformaen gases combustibles de bajo-medio poder calorífico que son los que posteriormente sequeman en un motor de combustión interna, generador de vapor o turbina generándoseenergía.

Está científicamente comprobado que el rendimiento energético de la combustión de gases puede ser en torno a un 10-15% superior al obtenido en la combustión de un sólido. Por otrolado, desde el punto de vista medioambiental, la gasificación es también una tecnología máslimpia, ya que al llevarse a cabo en condiciones menos oxidantes, la producción decontaminantes tales como, NOx y SOx es menor.

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En cuanto a la posible generación de dioxinas y furanos hay que indicar que debido al mayor rendimiento obtenido en la combustión de gases cabría esperar una reducción en el nivel dedioxinas en el supuesto de que se generasen durante la transformación del residuo sólido engases.

Se ha demostrado que las dioxinas se destruyen a temperaturas superiores a 850 ºC, de modoque se quemarían en el motor de gas donde el rendimiento de combustión es muy alto,ocurriendo lo mismo con cualquier compuesto fenólico originado durante la transformacióndel sólido en gas que pudiera ser susceptible de formar dioxinas o furanos a temperaturasmenores mediante el proceso de la síntesis Novo.

1. - Infraestructura Eléctrica en la Región La Libertad

De acuerdo al Plan concertado de desarrollo de La Libertad, en 1999 el 49% (155, 861viviendas) de hogares de La Libertad tenían energía eléctrica:

• Área urbana: 85% de los hogares urbanos.• Área rural sólo un 18% de los hogares.

El déficit de energía eléctrica en el Norte peruano tiene en este momento el orden de 200megavatios y está rápidamente creciendo la demanda de la actividad minera de la sierracentral y oriental de la Región.

Según la nueva Ley de Electricidad, los proyectos carboeléctricos podrán ser desarrollados por empresas particulares que tendrán la opción de utilizar, pagando los derechos correspondientes,el sistema nacional interconectado para la transmisión de la energía. Los precios de la energía

establecerán de mutuo acuerdo los productores y usuarios sin intervención del gobierno.

Las principales demandas energéticas, de las actividades industriales y agroindustrialeslocalizadas en el litoral son atendidas aceptablemente por el Sistema Interconectado Nacionala excepción de las empresas azucareras Casa Grande, Laredo y Cartavio que son auto

productoras

La sierra oriental de la Región que comprende a la provincia de Pataz es atendida por unacentral hidroeléctrica y dos centrales térmicas de pequeña capacidad, con altos costosoperativos.

En generación de energía, la Región La Libertad depende del Sistema Interconectado Nacional, no obstante disponer de potencial energético, que le permitirá incrementar lacapacidad de generación al Sistema Interconectado y aseguraría su auto abastecimiento.

2. - Reservas de carbón antracita del Alto Chicama – la Libertad

La Explotación Carbonífera del Alto Chicama, que permitiría aprovechar las reservas de 250millones de TM de carbón antracita, de reservas probadas y con elevado poder calorífico, apto

para su explotación con fines energéticos, para su utilización en la generación de energíaeléctrica, a través de una Central Carbonífera.

20



Según las normas ASTM la antracita es un carbón de alto rango, con un poder caloríficomayor a 6.390 Kcal/Kg (26.748 kJ/kg). Para el caso de la antracita del alto Chicama, se tienelos valores de la tabla nr. 1:

Tabla nr. 1: Cuadro comparativo del Poder calorífico Inferior de carbones

Costo Antracita*:

LIGNITO ANTRACITA USA$/TM 55

1 Carbón 45.00% 78.00% USA$/Kg 0.0550

2 Hidrógeno 5.00% 6.20% NS/Kg 0.17875

3 Azufre 2.00% 0.60% * Puesto en Europa

4 Oxígeno 3.00% 2.00%

5 Agua 15.00% 3.20%

6 Nitrógeno 20.00% 3.10%

7 Cenizas 10.00% 6.90% 100.00%

1 Total % 100.00% 100.00%

PCI kCal/kg 4,790.00 7,915.00

PCI kJ/kg 20,050.94 33,132.19

PCS kCal/kg 5,150.00 8,275.00

PCS kJ/kg 21,557.90 34,639.15

PODER CALORIFICO DECARBONES

2

3

RESULTADOS

PARTICIPACION MASICA

Elemento %

Tabla nr. 2: Reservas probadas y probables de carbón antracita del Alto Chicama – LaLibertad

Yacimientos Reservas Probadas

(millones TM)

Reservas Probables

(millones TM)Alto Chicama 250 250

Fuente: Aceros Arequipa

3. - CENTRAL TERMOELECTRICA DE CARBÓN GASIFICADO DEL ALTOCHICAMA

La costa norte del Perú, cercana a los yacimientos carboníferos, se está industrializando y

requiere el carbón como materia prima y/o como fuente de energía, también utilizable paraexportación. Según el Ministerio de Energía y Minas la extracción anual de antracita en elPerú no es mayor a 81,000 TM.

Las explotaciones de antracita en el Perú son muy pequeñas y primitivas, el transporte esmuy caro, la producción es heterogénea y el suministro inseguro. Se plantea la instalación deuna central de generación de EE con gas de síntesis, a partir de la gasificación de la antracita,en ciclo con recuperación de calor

La última generación de centrales térmicas son las GICC, Gasificación de Carbón Integradaen Ciclo Combinado, que parten de una tecnología con la que se consiguen gasescombustibles a partir de la gasificación del carbón con una inyección de oxígeno. El gascombustible obtenido se depura y pasa a una turbina con gas en cuyo alternador asociado se

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produce energía eléctrica, como en el ciclo de una térmica convencional. Para la central delAlto Chicama se recomienda una del tipo con ciclo de recuperación del calor, para reducir loscostos de inversión, de mantenimiento de Planta y de operación.

La energía producida por estas centrales, alimentaría el sistema nacional interconectado, cuyalínea de transmisión se extiende a lo largo de toda la costa del Norte del Perú. Las ventajasmedioambientales que ofrecen estas centrales se fundamentan en los bajos valores de emisiónde óxidos de azufre y otras partículas. En Europa, a finales de la década de los noventa,existían cinco plantas GICC. La potencia media de estas centrales es de 300 MW, muy inferior aún a la de una térmica convencional. No se ha considerado esta variante por ser más compleja,de mayor inversión y mayores costos operativos., pero puede analizarse como una alternativa afuturo.

3.1. - Preparación de la antracita

Para el uso eficiente de la antracita esta debe ser preparada, que consiste en la homogenización,división según las granulometrías y lavado. En el pasado se utilizó la antracita peruana parafabricar filtros, moldes y electrodos.

La antracita podría sustituir algunos combustibles que podrían ser usados de manera másconveniente, como el caso el bagazo de caña en los ingenios azucareros, permitiría utilizarlocomo materia prima para fabricar cartón.

Tabla nr. 3: Comparativo de Poder calorífico de algunos combustibles

Combustible Poder Calorífico Superior Eficiencia típicaValor Unidad %Carbón 25.5 MJ/kg 60 – 65Gas de Gasificación 15.7 MJ/Nm3 85 – 93Fuel Oil 158 MJ/Galón 80 – 85Gas Natural 39.5 MJ/Nm3 85 – 93Kerosene 141.2 MJ/Galón 85 – 90

4. - Gasificación del Carbón Antracita

La Gasificación es un proceso térmico en el cual un suministro restringido de comburente,

para el caso Oxígeno, reacciona exotérmicamente con la antracita a altas temperaturas(alcanza 1000 ºC) convirtiendo la masa de carbón en gas. Se obtiene un gas combustiblemedio a alto poder calorífico, H2 (8 - 18 %), CO (18 - 24%), CO2 (14 - 16%), CH4 (30 - 32%),

N2 (10 - 12%), y alquitranes y ceniza. el cual puede ser usado para turbinas de gas.

La gasificación de la antracita es parte de las tecnologías limpias de carbón, más eficientes ymenos costosas que los procesos convencionales. La mayoría altera la estructura básica delcarbón antes de la combustión, durante la misma o después de ella. Con ello reducen lasemisiones de impurezas como azufre y óxido de nitrógeno y aumentan la eficiencia de la

producción energética.

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http://find/Concise.asp?z=1&pg=2&ti=761560154

http://find/Concise.asp?z=1&pg=2&ti=761560154



Reacción del carbón con oxígeno y vapor de agua en una atmósferareductora que da lugar ala formación de CO, H2 y CH4 como gasescombustibles que adecuadamente tratadosaccionan un ciclo combinado.

Se trata de instalaciones que requieren una inversión elevada pero tienen un rendimientoenergético, del orden del 45%.

Hasta el 99% del azufre del combustible es posible separar como ácido sulfúrico.

4.1. - Fundamentos de la Gasificación del Carbón Antracita

Reacciones que se dan en la zona de reducción química en la gasificación:

a) C + CO2-------- 2CO + 164,9 KJ/Kmol b) C + H 2O-------- CO + H2O + 122,6 KJ/Kmolc) CO + H2-------- CO + H2O + 42,3 KJ/Kmold) C + 2H2-------- CH4

e) CO + 3H2------ CH4 + H2O - 205,9 KJ/Kmol

4.2. - Cálculos de Combustión

De acuerdo a una composición media estimada de la antracita del alto Chicama, se tiene:

0.825C+0.032H2 + 0.075S + 0.036H2O + 0.0312N2 + 0.2Z + 0.02O2 →

→0.738CO +0.026CH4 + 0.032H2O + 0.006SO2 + 0.01H2 + 0.042N2+ 0.042NO2

En la cual Z = contenido de cenizas en el carbón

Tabla nr. 4: Composición de los gases de síntesis en gasificación de la antracita

ComponenteGas

Masa Molar, Kg/kmol Nr. Moles, kmol Masa, kg Participación,%

CO 28 0.738 20.66 80.21CH4 16 0.026 0.416 1.62H2O 18 0.032 0.576 2.24SO2 64 0.006 0.384 1.49H2 2 0.01 0.02 0.08

N2 28 0.042 1.18 4.58 NO2 60 0.042 2.52 9.78TOTAL 0.896 25.756 100

Aplicando la ecuación de Dulong, para determinar el PCI del gas obtenido en la gasificación:PCI = 10728 Kj/m3

4.3. – Cálculos del Ciclo con turbina a gas y recuperación de calor

4.3.1. – Rendimiento térmico del ciclo

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Para ciclo con turbina a gas y regeneración de calor:

6,040,01173.1

47311

1

2=−=−=−=

T

T η , en la cual:

T2 = Temperatura del gas a la entrada a la turbina, ºC

T1 = Temperatura del gas a la salida de la turbina, ºC

4.32. – Factor de potencia τ

Es la relación entre la potencia desarrollada por la turbina propiamente dicha PT y la potencia

efectiva obtenida en el eje P:cT

T T

P P

P

P

P

−

==τ , en la cual: Pc = Potencia consumida por la

compresora de aire

4.3.3. – Consumo específico de aire

P

maire

.

=α , en la cual:

airem

.= flujo de aire, kg/h, y

P = potencia desarrollada por la instalación, kW

En el caso de elegir una instalación de turbina con gas τ = 1.4, η = 0,6, α = 6,5, se tendrá; para una potencia útil en el eje del generador de 100.000 kW:

Potencia de la turbina a gas:

uT P P *τ = = 1.15*100.000 = 115.000 Kw.

Potencia del compresor de aire:

Pc = 115.000 – 100.000 = 15.000 Kw.

Consumo de aire de la turbina a gas

T aire P m *.

α == 6.5*115000 = 745.500 kg aire/h

Calor necesario para la instalación:

Pt/η = 115.000*860/0,6 = 164.833,34 kcal/h = 689.992.36 kJ/h

24



PCIaM

P

a

T

*=η

PT = Potencia total desarrollada por la turbina a gas, en kw; = 115.000kw

Ma = Consumo de carbón de la instalación, kg/h;

PCIa = Poder calorífico inferior del carbón, en kJ/kg = 33.132,19

Cálculo del consumo de antracita en el gasificador:

78,519,132.33*6,0

115000==aM Kg/s = 5.78*3600 = 20.808 kg/h

4.3.4. - Eficiencia del Gasificador en Lecho Fluidizado

El desempeño técnico como la viabilidad económica para el uso de un sistema de gasificacióndepende de la eficiencia del proceso, la cual se puede establecer mediante la siguienterelación:

η t = Vg x (Hg + dg x Cp x ∆ T) / (PCI x Ma) (1), En la cual:

η t = eficiencia térmica de la gasificación = 0.92

Hg = Valor calorífico del gas (Kj/m3) = 10.728 kJ/m3

Vg = Flujo en volumen de gas (m3/h) =

dg = densidad del gas (Kg/m3) = 0.65

Cp = Calor específico del gas (Kj/Kg K)= 4,10

Ma = Consumo de carbón antracita de alimentación al gasificador (Kg/h) = 20.808

PCI = Poder calorífico inferior del carbón antracita de alimentación al gasificador (KJ/kg) =

33132.19

∆ T = Temperatura del gas en la salida del gasificador – Temperatura del carbón que entra enel gasificador (ºK)

∆ T = 1.200 – 373 = 927 K

En función del tipo y PCI del carbón, la eficiencia térmica del gasificador puede alcanzar hasta el 93%

Cantidad de gas de síntesis obtenido de la gasificación de la antracita:

25



75.4805545.13198

634261440

927*1.4*65.010728

20808*19.33132*92.0==

+

= g V m3/h

Por lo tanto, la capacidad del gasificador se puede estimar en 50000 m 3/h

5. - Gasificador de Carbón en Lecho Fluidizado

En este gasificador, se inyecta oxígeno a través de un lecho de partículas sólidas, de tal modoque su velocidad es suficiente para mantener las partículas en suspensión. Externamente ellecho es calentado y el material es alimentado al reactor tan pronto como se alcance una

determinada temperatura elevada.Las partículas de combustible son introducidas por la parte inferior del gasificador, se producela mezcla con el material del lecho alcanzando de esta manera la temperatura del lecho. Elcombustible se piroliza rápidamente, generándose una mezcla de componentes en su mayor

parte gaseosos. En esta fase de gas se produce una nueva gasificación, así como reacciones detransformación de los alquitranes.

Fig.1: ESQUEMA DE CENTRAL

CARBOELECTRICA CON GASIFICACION DECARBON Y REGENERACION DEL CALOR

GAS DESINTESI

S:CH

4, CO,

H2

Gasificador

Antracita

PCI: 25MJ/m3

O

2

EE

Alquitranes y Sólidoscarbonosos

T G

C

CámaradeCombust

ión

Filtro

Enfriador

Recuperador de

Calor

GENERADOR

TRIFASICO

Lavado

Calentamiento

Ingresode aire

Precipitadorelctrostático

Gas de

combustión800ª C

Gasresidual 300 ªC

Airecaliente

Gasresidual120 ª C

Gas deevacuación a laatmósfera

26



Fig. 2: GASIFICADOR DE LECHO FLUIDIZADO

GAS DE SINTESIS

RECIRCULACION DEELEMENTOS FINOS

CICLONSEPARADOR

LECHO FLUIDIZADO

OXIGENO

EVACUACION

DECENIZAS

PLACADISTRIBUIDORA

3. Gasificador de lecho fluidizadoEl funcionamiento de los gasificadores de tiro directo y de tiro invertido se ve afectado por las

propiedades morfológicas, físicas y químicas del combustible. Los problemas que seencuentran corrientemente son: la falta de tiro en el depósito, la formación de escoria y laexcesiva caída de presión en el gasificador.

FUNCIONAMIENTO:

Se sopla aire a través de un lecho de partículas sólidas a velocidad suficiente para mantenerlasen estado de suspensión.

Se comienza por calentar externamente el lecho y el material de alimentación se introduce tan pronto como se alcanza una temperatura suficientemente elevada. Las partículas delcombustible se introducen por el fondo del reactor, se mezclan muy rápidamente con elmaterial del lecho y se calientan casi instantáneamente alcanzando la temperatura del lecho.Como resultado de este tratamiento, el combustible se piroliza muy rápidamente, dando comoresultado una mezcla de componentes, con una cantidad relativamente elevada de materialesgaseosos. En la fase de gas, se produce una nueva gasificación y reacciones de transformaciónde los alquitranes.

La mayoría de los sistemas van equipados con un ciclón interno, a fin de reducir al mínimo elescape de alquitrán por soplado. Las partículas de ceniza se transportan también por la partesuperior del reactor, debiendo extraerse de la corriente de gas si este se emplea enaplicaciones para motores.

Ventajas: Las principales ventajas de los gasificadores de lecho fluidizado, tal como lo indican Van der Aarsen y otros, proceden de su flexibilidad en cuanto al material de alimentación debida alfácil control de la temperatura que puede mantenerse por debajo del punto de fusión de lascenizas (cáscaras de arroz) y a su capacidad de funcionar con materiales blandos y de granofino (serrín, etc.) sin necesidad de un proceso previo. Con algunos combustibles de biomasa

27



pueden producirse problemas en cuanto a alimentación, inestabilidad del lecho y entrada decenizas volantes en los conductos de gas.

Otros inconvenientes del gasificador de lecho fluidizado están en el contenido bastante alto de

alquitrán del gas producido (hasta 500 mg/m³ de gas), la combustión incompleta del carbonoy lo mal que responde a los cambios de carga.

Debido especialmente al equipo de control necesario para hacer frente a este últimoinconveniente, no se prevén gasificadores muy pequeños de lecho fluidizado, debiendoestablecerse su campo de aplicación, en principio, por encima de los 500 kW (potencia en eleje).

Los gasificadores de lecho fluidizado están actualmente disponibles, con carácter semicomercial, en varios fabricantes de Europa y EE.UU.

ESQUEMA DE LOS DISTINTOS TIPOS DE COMBUSTIÓN EN LECHO FLUIDO

TURBINA DE GAS FUNCIONANDO EN CICLO SIMPLE

28



Transformación de la energía térmica del combustible en electricidad mediante lacombinación o superposición de dos ciclos:

1 0Ciclo de Brayton(turbina de gas) y

2 0Ciclo de Rankine(ciclo agua/vapor)

La expansión de los gases de combustión en la turbina de gas accionará un generador eléctricoLos gases de escape de la turbina de gas (550/600º C) van a una caldera derecuperación de calor para producir vapor cuya expansión en una turbina de vapor accionará un generador eléctrico

Diversas configuracionesRendimiento: ± 60 %

CENTRAL TÉRMICA DE CICLO COMBINADO

29



CUADRO COMPARATIVO – SEGÚN COMBUSTIBLE UTILIZADODE EMISIONES ANUALES PRODUCIDAS EN UNA CENTRAL TIPO

DE 1.000 MWeDE POTENCIA

INCIDENCIAS DE LOS CICLOS COMBINADOS EN EL MEDIO AMBIENTE

1.-Menor necesidad de combustible por KWhproducido Menor cantidad de sustanciascontaminantes emitidas en la atmósfera enparticular el volumen de CO2

2.-Si el combustible es gas naturalSO2 emisiones 760 veces inferior que si se utiliza fuelóleoy 60 si se utiliza gasóleo.

NOx factores de emisión se reducen entre el 30 y el 70%CO proporcional a la reducción de combustibleCH4 proporcional a la reducción de combustible

30



6. - Evaluación Económica

Consumo específico de antracita en Planta:

20.808 /115.000 = 0.18 kg antracita / kw-h

La antracita europea cuesta 0.20N. S./kg puesto en Planta. Entonces, el precio de venta de laantracita puede ser (0.4 a 0.45) N. S. /kg, de acuerdo a los costos de inversión y de operaciónde las minas y el transporte.

6.1. - Costos de generación de energía eléctrica en Planta:

1 . – Costo del Consumo de Carbón Antracita:

Cantidad de antracita consumida anualmente: aeaaht T C hmm ***

.

= , en la cual:

=hm

.Flujo horario de antracita, kg/h

=ah Tiempo de operación diaria, Horas/día

=eaC Costo unitario de la antracita, Nuevos Soles / kg.

=aT Tiempo de operación anual, Días/año

Reemplazando en ( ) se tiene:

18800kg/h*24h/día*0.45N.S./kg*300días/año =

= 60912000 N.S./año = 18.742.153 USA$/año

2 Costo de Mantenimiento de Planta Termoeléctrica:• Lubricantes: 25000 USA $/año• Empaquetaduras: 15000 USA $/año

• Repuestos: 150000 USA $/año• Mano de obra ordinaria: 25000 USA $/año• Mano de obra extraordinaria: 10000 USA $/año• Imprevistos: 25000 USA $/año

Total estimado costo de mantenimiento: 250.000 USA $/año

3 Operación:

Sueldos y salarios:

Personal de Dirección: 10 x 36000 = 360000 USA $/año

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Personal operativo: 15 x 15000 = 225000 USA $/año

Personal administrativo: 10 x 10000 = 100000 USA $/año

Total costo sueldos y salarios: 885.000 USA $/año

4 Insumos directos e indirectos:

Insumos directos: 350000 USA $/año

Insumos Indirectos: 100000 USA $/año

5 Otros:

350.000 USA $/año

Total costos de generación de EE en carboeléctrica: 20.642.153 USA $/año

6.2. - Ingresos brutos por venta de EE en la Central carboeléctrica:

(año

S N P T T CP IB EE ad

..***=

Cp = carga promedio de energía eléctrica para venta: 80.000 kw,

Td = Tiempo de operación diaria, 24 horas/día,

Ta = Tiempo de operación anual = 300 días por año (los restantes 65 días se destinarán amantenimiento de la central)

Reemplazando en ( ):

80.000kw-h*0,42N.S./Kw-h*24h/día * 300días/año =

= 241.920.000 N. S. /año =74.436.923 USA $/año.

6.3. - Egresos:

Impuestos por ventas de EE

(año

S N V G I IB I a

.....*=

IB = Ingreso bruto por venta de energía eléctrica, Nuevos Soles/año

I.G.V. = Impuesto General a las Ventas = 19 % del importe de ventas

32



Reemplazando en ( ) :

( ) (año

USAaño

S N $015.143.14..800.964.4519,0*000.920.241 ==

6.4. - Ingresos netos estimados:

Ingresos netos estimados: Ingresos brutos – Costos operación – Impuestos

= 39.651.755 USA $/año

Costo de la Central carboeléctrica:

Una central eléctrica con gasificador incluido vale unos USA $ 1.200 por kilowatt instalado,entonces, la inversión necesaria sería de 1.200* 115.000 = 96.000.000 USA $

Tiempo de retorno simple de la inversión:

96.000.000/ 39.651.755 = 2.42 años.

Conclusiones

• En primer lugar se requiere romper paradigmas, con el fin de poder ver nuevoshorizontes. El potencial de nuestro carbón empleado in-situ, es enorme. El hecho deemplearlo in-situ, produciendo para el mercado del interior del país, especialmente lasgrandes ciudades, ahorra en su totalidad los costos de transporte.

• Debemos recordar que estamos ad-portas de convertirnos en importadores de petróleoen pocos años, y al mismo tiempo estamos sentados encima de inmensas reservas demineral, que podrían ser convertidos en combustibles líquidos.

• Es verdad que se requieren inversiones de cierta magnitud para proyectos de estanaturaleza, pero no son excepcionalmente altos, y nuestra empresa petrolera puede enasociación con capital privado llevarlas a cabo, como inversiones rentables.

• El carbón del interior a diferencia del petróleo y el gas, es altamente intensivo enmano de obra y así, un proyecto de esta naturaleza daría trabajo a un gran número demineros.

• También debe mirarse con atención el potencial de utilizar gas de síntesis en algunasde las plantas eléctricas de Ciclo Combinado que existen en la actualidad, por cuantoesto serviría para manejar el problema del suministro de gas natural para consumosestacionales, y de paso ayudaría a liberar capacidad de transporte atrapada, y haríainnecesarias ampliaciones poco rentables de capacidad adicional de transporte de gas.

• Teniendo en cuenta las necesidades y los medios de que se dispone, la factibilidad deconstruir una planta en nuestro país para gasificar carbón es alta.

• Como hemos visto, los costos iniciales de inversión son altos, pero no exageradamentealtos con respecto al beneficio obtenido. Pudiéramos pensar que una planta para

producir toda la cuarta parte de la gasolina que el país necesita diariamente, a partir de

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carbón, podría costar cerca de los 500 millones de dólares, y a partir de gas naturalunos 350 millones de dólares.

• Las condiciones necesarias para un despegue definitivo de la tecnología de CCGI se

relacionan principalmente con la capacidad de los competidores dentro de la industrialimpia del carbón, pero también con el precio de otros combustibles fósiles (en particular, el gas natural) y con el efecto de las tecnologías de ER. La trayectoria de lademanda de electricidad y sus costes medioambientales asociados constituyen losmecanismos fundamentales que pueden ayudar a comprender el panorama global. Enun escenario de bajo crecimiento de la demanda de electricidad, sin "shocks" fuertesdel precio del gas, el sistema eléctrico podrá evolucionar progresivamente, utilizandogas y manteniendo una participación importante del carbón, partiendo de la capacidadinstalada en la actualidad y dando entrada eventualmente a las ER avanzadascompetitivas. Si se considera un escenario de demanda eléctrica de rápido crecimiento,

por ejemplo, el de los mercados de Asia, el panorama cambia por completo: las nuevas

centrales deberán instalarse rápidamente y lo más probable es que sean de carbón.

• Deberán tenerse a punto las exigencias medioambientales para la adopción detecnologías limpias del carbón así como la tecnología que cumpla con estasexigencias. Desde este punto de vista, el problema del precio de la tecnología puede

parecer diferente.

• El incremento del coste al mejorar las centrales térmicas estándar de carbón deberácompararse con el coste de las medidas alternativas de eliminación de CO2 que habránde adoptarse en los países de la OCDE, con vistas a un posible esquema conjunto deejecución. A este respecto debe señalarse que incluso si los costes variables y/o decapital del CCGI lo hicieran muy caro para los patrones de demanda de la OCDE, laadquisición de control sobre esta tecnología podría valer la pena con vistas a reducir las emisiones de CO2 en los países en vías de desarrollo. Ciertamente, el valor estratégico del control de estas tecnologías reside, al menos a corto plazo, en la

posibilidad de conseguir una reducción económicamente eficiente de la emisión degases de efecto invernadero en los países que experimentan un aumento rápido de lademanda de electricidad. Esta reducción de emisiones se podría lograr a través de lacolaboración tecnológica internacional y de acuerdos internacionales de ejecuciónconjunta.

7. - Bibliografía

1. M. Kutz Enciclopedia de la Mecánica Ingeniería y Técnica2. Marks Manual del Ingeniero Mecánico3. W.H. Severns, H.E. Degler, J.C. Miles Energía mediante vapor, aire o gas4. Russell y Adebiyi Termodinámica Clásica, Editorial Addison – Wesley

Iberoamericana5. Bretz, E. 1991. Gas Turbine Combined Cycle Powerplants. Electrical World.6. Holt, N. 1996. Gasificación de combustibles fósiles, Boletín IIE, noviembre-

diciembre.7. International Energy Outlook 2002, Energy Information Administration,

8. IEA Statistics: Coal Information, 19939. International Energy Outlook , DOE/EIA, 1996

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10. Rudolf Pruschek et al.: Combined Cycles Report, IPTS, 1995

Internet:

http://www.ingemmet.gob.pe/actividades/geol_econ_y_prosp_min/min_no_metalicos/carbones.htm

http://www.minem.gob.pe/archivos/dgm/publicaciones/public03/carbones.htm

http://www.munitrujillo.gob.pe/Trujillo/PotencialidadesyProyectos/PotencialidadesyProyectos.htm

http://www.mesadeconcertacion.org.pe/03carp/depart/dep-13/pdc_13_2003-2011.pdf

http://www.comunidadandina.org/public/e_cap2.pdf

http://www.ingemmet.gob.pe/biblioteca_virtual/inifm/inf_sobre_coque.pdf

Carbón de Huayday:

http://sisbib.unmsm.edu.pe/bibvirtualdata/libros/geologia/recur_metal/pag69_73.pdf

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gasificación del carbón

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