Por Arnulfo Oelker Behn
Thermal Engineering
aoelker@thermal.cl
El Decreto Supremo (DS) Nº 58, del año 2003, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, que en su momento actualizó el Plan de Prevención y Descontaminación Atmosférica para la Región Metropolitana (PPDA RM), estableció que las calderas industriales cuyas emisiones superen las 8 toneladas por año de óxidos de nitrógeno (NOx) son consideradas "grandes emisoras" de este contaminante.
La misma regulación, entre los artículos 43 y 46, señalaba que las fuentes estacionarias denominadas "mayores emisores" debían reducir a partir del 1 de mayo de 2007 en un 33% las emisiones de NOx registradas en el año 1997. Esa meta se elevaba a un 50% para diciembre de 2010.
Estas disposiciones también fueron recogidas en la actualización del PPDA RM de abril de 2010 (DS Nº 66), y el concepto de "grandes emisores" se mantiene vigente hasta hoy, incluso tras la oficialización del nuevo plan de descontaminación metropolitano ocurrida en noviembre de 2017 (DS Nº 31, del Ministerio del Medio Ambiente).
Sobre ese escenario, en el presente artículo se analizan las alternativas existentes, para que las calderas industriales puedan reducir sus emisiones de NOx y de esa manera dejen de ser considerados "grandes emisores".
Factores de Emisión
En el año 2009, la Comisión Nacional de Medio Ambiente (Conama) entregó un documento, basado en la EPA42, en el que se indican los factores de emisión o emisiones esperadas para distintos tipos de procesos y combustibles.
La tabla 1 muestra los valores definidos para las emisiones de NOx en las calderas industriales. Las emisiones de NOx, expresadas en mg/Nm3 y ppm, consideran un contenido de oxígeno (O2) de 3% y productos de la combustión secos.
Tabla 1: Factores de emisión y emisiones de NOx por combustible.
| Combustible | Factor de Emisión NOx (Kg/Kg) |
Emisión NOx (mg/Nm3 – ppm) |
| LPG | 0.00441 | 340 – 165 |
| Gas Natural | 0.00226 | 175 – 85 |
| Petróleo Diesel | 0.00283 | 250 – 120 |
| Petróleo Residual | 0.00676 | 600 – 290 |
| Carbón | 0.00375 | 540 – 260 |
| Biomasa | 0.00075 | 270 – 130 |
La tabla 2, en tanto, muestra las toneladas al año generadas para una producción de 1 tonelada por hora (ton/h) de vapor, para los mismos combustibles considerados en la tabla 1.
Tabla 2: Emisión anual de NOx por tonelada de vapor producida por hora
| Combustible |
Emisión Anual NOx por ton/h vapor (ton año NOx por ton vapor/h) |
Máxima Producción vapor para no ser Gran Emisor de NOx (ton/h) |
| LPG | 2.7 | 3.0 |
| Gas Natural | 1.1 | 7.0 |
| Petróleo Diesel | 1.4 | 5.7 |
| Petróleo Residual | 3.8 | 2.1 |
| Carbón | 3.6 | 2.2 |
| Biomasa | 1.4 | 5.7 |
Formación de NOx
Dado que en artículos anteriores publicados en Revista InduAmbiente, hemos analizado en detalle los mecanismos de formación de los NOx, nos remitiremos a señalar, que la generación de este contaminante, tiene relación con la reacción producida entre el nitrógeno y el oxígeno en zonas de alta temperatura.
El nitrógeno que participa en la formación del NOx proviene del combustible (especialmente en el caso del petróleo residual) y del aire de combustión, que también aporta el oxígeno que participa de la reacción.
Los factores que favorecen la formación del NOx son, por lo tanto, los siguientes:
a. Temperatura en la que se produce la combustión.
b. Presencia de O2 en zonas de alta temperatura (donde se produce la combustión).
c. Nitrógeno ligado al combustible.
El nitrógeno ligado al combustible cobra una gran importancia en la generación de NOx, en el caso del petróleo. A modo de ejemplo, el petróleo liviano posee entre 0,015 y 0,05% de nitrógeno, en cambio el petróleo residual contiene entre 0,25 y 0,5%, lo que se traduce en producciones de NOx de 10 ppm y 200 a 300 ppm respectivamente.
Resulta evidente señalar que combustibles como el gas natural, que contienen nitrógeno molecular y no poseen átomos de nitrógeno ligados, formarán solo NOx térmico.
Lea este artículo completo en InduAmbiente 152 (mayo-junio 2018), páginas 80 a 82.
