reducción y control de emisiones gaseosas en refinerias

REDUCCIÓN Y CONTROL

DE EMISIONES GASEOSAS

DE REFINERÍAS DE

PETRÓLEO

GUIA

PARA LA REDUCCION Y CONTROL DE

EMISIONES GASEOSAS DE

REFINERIAS DE PETROLEO

Reduccion y control de emisiones gaseosas de refinerías de petróleo

Guía Ambiental de ARPEL No. 7i

INDICE

1.0 PREAMBULO..................................................................................................................1

2.0 OBJETIVO.......................................................................................................................2

3.0 DIRECTRICES ................................................................................................................4

3.1 Tendencias Actuales Sobre Protección Ambiental..............................................43.2 Opinión Pública ...................................................................................................53.3 Filosofía de Operación ........................................................................................63.4 Directrices Para el Abatimiento de Emisiones al Aire..........................................7

4.0 INFORMACION AL PUBLICO.........................................................................................9

5.0 ESTABLECIMIENTO DE UN PROGRAMA DE CONTROL DE EMISIONESGASEOSAS ..................................................................................................................11

5.1 Determinación del Caso Base...........................................................................115.2 Selección de una Tecnología de Control...........................................................125.3 La Efectividad de los Programas de Control de

Emisiones Gaseosas.........................................................................................16

6.0 GASES DE INVERNADERO (DIOXIDO DE CARBONO, METANO, CFC)..................17

6.1 Dióxido de Carbono...........................................................................................186.2 Reducción del Gas Quemado ...........................................................................23

6.2.1 Diseño del Sistema de Quemado..........................................................246.2.2 Eficiencias de Quemado........................................................................256.2.3 Medidores del Gas de Quemado...........................................................286.2.4 Vigilancia del Gas de Quemado............................................................316.2.5 Un Programa de Control de Quemado - Operaciones ..........................346.2.6 Un Programa de Control de Quemado - Instalaciones .........................37

6.3 Otros Gases de Invernadero .............................................................................426.3.1 Metano...................................................................................................426.3.2 Hidrocarburos Halogenados..................................................................43

7.0 OZONO DE LAS CAPAS INFERIORES .......................................................................45

7.1 Participación de la Refinería..............................................................................47

8.0 OXIDOS DE NITROGENO .................................................................................................50

8.1 Tecnologías NOx...............................................................................................518.2 Calentadores y Calderas del Proceso ...............................................................658.3 Turbinas y Motores............................................................................................668.4 Regeneradores CCF .........................................................................................67


Guía Ambiental de ARPEL No. 7 ii

9.0 HIDROCARBUROS (COV, TOXICOS).........................................................................69

9.1 Emisiones Fugaces ...........................................................................................699.1.1 Programa Regulador Típico de las

Emisiones Fugaces ...............................................................................719.1.2 Cooperación Industria-Agencia Reguladora..........................................729.1.3 Número de Componentes .....................................................................739.1.4 Factores de Emisión..............................................................................749.1.5 Inspección (Evaluación) ........................................................................799.1.6 Requerimientos de Personal y Costos del Programa............................819.1.7 Tendencias en el Equipo.......................................................................81

9.2 Emisiones de Depósitos de Superficie y Torres de Enfriamiento......................839.3 Pérdidas por Evaporación de los Tanques

de Almacenaje...................................................................................................869.3.1 Definiciones...........................................................................................869.3.2 Cambios de Equipo para Reducir Pérdidas de Evaporación ................949.3.3 Procedimientos Operacionales y de Mantenimiento para

Reducir Pérdidas ...................................................................................969.4 Pérdidas por Carga y Descarga ........................................................................97

9.4.1 Camiones Tanque y Vagones de Ferrocarril.........................................999.4.2 Instalaciones Marinas de Carga/Descarga..........................................104

9.5 Cambios del Proceso ......................................................................................1069.6 Oxidación Catalítica.........................................................................................108

10.0 AZUFRE (SOx,H2S) ....................................................................................................110

10.1 Unidades de Recuperación de Azufre.............................................................11210.1.1 Eficiencias de Extracción de Azufre ....................................................11410.1.2 Unidades Claus ...................................................................................11510.1.3 Tratamiento del Gas Residual .............................................................11710.1.4 Desgasificación de Fosas de Azufre ...................................................121

10.2 Gas de Combustión del Regenerador CCF ....................................................12210.2.1 Calidad de la Alimentación UCCF .......................................................12210.2.2 Lavado del Gas de Combustión UCCF ...............................................12310.2.3 Aditivos para la Reducción de SOx ......................................................124

10.3 Gas de Combustión del Calentador y la Caldera ............................................12510.4 Aceite Combustible Pesado ............................................................................13210.5 Diesel Combustible..........................................................................................136

10.5.1 Diesel Combustible Bajo en Azufre .....................................................13610.5.2 Reducción de Aromáticos en el Diesel Combustible...........................13710.5.2.1 Hidrotratamiento para la Reducción de Aromáticos ..........................139

11.0 MONOXIDO DE CARBONO (CO) ..............................................................................144

11.1 Emisiones de los Desintegradores Catalíticos ................................................14411.2 Emisiones de Calentadores y Calderas ..........................................................146


Guía Ambiental de ARPEL No. 7iii

12.0 PARTICULAS..............................................................................................................148

12.1 Características de las Partículas .....................................................................14912.2 Equipo para la Extracción de Partículas..........................................................14912.2.1 Lavadores........................................................................................................15112.2.2 Ciclones...........................................................................................................15512.2.3 Precipitadores Electrostáticos .........................................................................15712.2.4 Filtros de Tela..................................................................................................158

APENDICE A ESTANDARES PROPUESTOS PARA EL AIRE AMBIENTE.........................161

APENDICE B EMISIONES GASEOSAS DEL TRATAMIENTO DE RESIDUO .....................181

APENDICE C COMBUSTION DE CARBON..........................................................................185C.1 Unidades de Combustible Pulverizado....................................187C.2 Tecnología Tipo Estrato Fluidizado

Circulante ................................................................................188C.2.1 Tecnología de Estrato

Burbujeante ................................................................194C.3 Tecnologías de Carbón Limpio................................................195C.4 Guías y Controles de Emisión .................................................200

APENDICE D DISPERSION DEL PENACHO .......................................................................205

APENDICE E ENFOQUES BASADOS EN EL MERCADO PARA ADMINISTRARLAS EMISIONES GASEOSAS........................................................................209

BILIOGRAFIA..........................................................................................................................217

REFERENCIAS.......................................................................................................................232


Guía Ambiental de ARPEL No. 7 iv

LISTA DE TABLAS

Tabla

1 Tecnologías Viables Para el Control de Emisiones Gaseosas .....................13

2 Límites de Emisión Recomendados Para la Calidad del Aire .......................14

3 Eficiencia de Combustión de Quemadores y sus Puntas .............................26

4 Reactividades de los COV en la Formación de Ozono.................................48

5 Sumideros y Vidas Químicas de los COV en la Formación de Ozono .........49

6 Una Comparación de Tecnologías de Reducción de NOx ...........................62

7 Análisis Típicos de Flujos de Emisión de Hidrocarburos Fugaces................70

8 Factores de Emisiones Fugitivas Para Equipo de Refinería.........................76

9 Distribución Típica de los Valores de Análisis de Emisiones Fugaces .........79

10 Composiciones del Espacio de Vapor en los Tanques de Refinería ............90

11 Tecnologías de Recuperación de Vapor Para Instalacionesde Carga y Descarga ..................................................................................103

12 Análisis Típicos de Partículas Producidas en Refinería ..............................150

13 Eficiencias de Recolectores de Partículas ..................................................152

14 Estándares Propuestos Para la Calidad del Aire Ambiente........................164

15 Límites Recomendados Para la Emisión de Gases enUnidades Grandes Generadoras de Electricidad........................................201


Guía Ambiental de ARPEL No. 7v

LISTA DE FIGURAS

Figura

1 Ritmos Típicos de Quema en Refinería.............................................................33

2 Esquema de una Instalación de Cogeneración .................................................40

3 Esquemas de Tecnologías Para Controlar NOx................................................57

4 Efecto del Tamaño del Hueco del Sello en las Pérdidas deRespiración de Tanques....................................................................................88

5 Efectividad del Tipo de Sello en Pérdidas de Evaporaciónen los Tanques ..................................................................................................95

6 Efecto del Color del Tanque en las Pérdidas de Evaporación...........................98

7 Unidad Típica Claus de Recuperación de Azufre ............................................113

8 Saturación de Aromáticos ...............................................................................142

9 Esquema de un Sistema Lurgi de Estrato Fluidizado Circulante.....................191

10 Esquema de una Unidad Integrada de Gasificación deCiclo Combinado (IGCC) .................................................................................198


Guía Ambiental de ARPEL No. 71

1.0 PREAMBULO

La conservación del medio ambiente es una de las más altas prioridades para la industria

petrolera en cada una de las fases que la constituyen y en todo lugar en que se practique.

La industria petrolera desarrollará y mantendrá actualizados programas de control, con el

objeto de detectar posibles situaciones de peligro e inmediatamente tomar las medidas

correctivas necesarias. La industria implementará programas de auditoría ambiental para

detectar áreas con problemas potenciales. También mantendrá programas de vigilancia

de contaminantes para asegurar la operación correcta de los sistemas de control

correspondientes.

En el caso de una descarga de contaminantes en el medio ambiente, es la obligación de

la industria el implementar los planes de contingencia necesarios para minimizar cualquier

daño al medio ambiente o a individuos.

La administración de cada una de las compañías miembro de ARPEL está comprometida

con el principio de otorgar a su propia organización los recursos suficientes para

implementar programas de protección ambiental, para definir las responsabilidades de la

organización y para guiar sus acciones con tal de proteger eficazmente al medio

ambiente.


Guía Ambiental de ARPEL No. 7 2

2.0 OBJETIVO

Este documento recomienda las rutas de acción para la implementación de un programa

general de abatimiento de emisiones a la atmósfera que es adecuado para los efluentes

gaseosos producidos en una refinería de petróleo y/o sus patios adyacentes de tanques

de almacenamiento de aceite crudo y productos químicos.

Bajo el marco actual de las tendencias sobre el control de las emisiones al aire, las

directrices para refinerías y los procedimientos recomendables para establecer un

programa de control son discutidos.

Este documento proporciona breves descripciones sobre varias tecnologías para reducir

las siguientes emisiones hacia la atmósfera, además de los criterios generales de diseño

que se tienen que cumplir. Sin embargo, no se intenta que constituyan un conjunto de

instrucciones detalladas sobre diseño de ingeniería.

Los temas cubiertos son:

. Gases de invernadero

. Ozono a nivel de superficie

. Oxidos de nitrógeno

. Hidrocarburos (VOC, Tóxicos)

. Oxidos de azufre

. Monóxido de carbono

. Partículas

Tecnologías y marcas registradas específicas se mencionan como opciones comerciales

que están disponibles. Esto se hace solamente con el propósito de informar. No

representa un respaldo de los procesos particulares. Diversas plantas piloto y ciertos

trabajos de investigación son incluidos para mostrar una indicación de futuros desarrollos.

Dos programas de control específicos se discuten con cierto detalle: emisiones de

quemador y de hidrocarburos fugitivos.



En los apéndices se presenta:

. Estándares propuestos para el aire ambiente

. Referencias sobre información en materia de emisiones atmosféricas de las

operaciones de tratamiento de residuo, contenida en las "Guías Para el Manejo de

Residuos Sólidos y Líquidos de Refinerías de Petróleo"

. Combustión de carbón y de coque de petróleo

. Material de referencia para calcular la dispersión del penacho de liberaciones a la

atmósfera.

. Una descripción breve de varias de las estrategias propuestas basadas en el

mercado para el manejo de emisiones al aire.

Este documento no considera los productos de petróleo reformulados, con la excepción

del diesel bajo en azufre y aromáticos y la gasolina de baja presión de vapor.

Información relacionada con la realización de evaluaciones del impacto ambiental,

auditorías ambientales y la preparación de planes de contingencia para respuestas de

emergencia se presenta en las otras guías ambientales de ARPEL.

ARPEL y sus representantes han realizado un máximo esfuerzo para asegurar la

exactitud y confiabilidad de la información contenida en esta guía. ARPEL, sus

consultores o cualquier persona relacionada con la preparación, producción o publicación

de este documento, no aceptan ninguna responsabilidad por cualquier enunciado u

omisión dentro del mismo, que contribuya a cualquier pérdida, daño o lesión, cualesquiera

que sean, hacia cualquier persona, que resulten mediante el uso de este documento.

ARPEL tampoco acepta culpabilidad o responsabilidad por cualquier violación de

cualesquiera leyes y reglamentos con las cuales ésta publicación puede diferir.



3.0 DIRECTRICES

Para establecer las directrices dentro del contexto adecuado, es necesario considerar tres

fuerzas que están influenciando la forma en cómo la industria petrolera debe ocuparse del

tema del manejo de residuos:

. legislación impuesta por el gobierno, existente y propuesta

. presiones del público sobre el gobierno y la industria

. prácticas internas de operación

Cada uno de estos aspectos se describe brevemente más adelante. Sin embargo, las

respuestas y procedimientos de la industria para tratar con los temas actuales - trabajar

con las agencias gubernamentales en la formulación de una legislación nueva y aumentar

la confianza pública en la habilidad de la industria para manejar eficientemente sus

asuntos relacionados con la protección ambiental - se discuten en el Código de Práctica

de Protección Ambiental.

3.1 Tendencias Actuales Sobre Protección Ambiental

El control de las emisiones al aire es una parte importante de cualquier programa de

protección ambiental. La obtención de aire limpio requerirá una acción colectiva de la

industria, el público y los diferentes niveles de gobierno. Algunos temas, como lo son la

lluvia de ácido y el ozono de nivel de superficie, pueden requerir, para que sea efectiva,

la cooperación internacional. El calentamiento global, quizá el tema ambiental más

contencioso que ha surgido hasta el momento, asume proporciones planetarias.

Muchas jurisdicciones ya han instituido, o están en el proceso de instituir, actas en

materia de aire limpio. Aunque los detalles y los momentos varían, es razonable suponer

que el siguiente escenario influenciará la operación de refinerías en un futuro cercano:

- La legislación/imposición de reglamentos sobre emisiones cada día más estrictas,

que incluyen la divulgación de las cantidades y los tipos de compuestos emitidos

- Esfuerzos mayores para lograr la conservación de energía

- La reducción de emisiones de óxidos de nitrógeno de calentadores y calderas

- La instalación de tecnología de reducción selectiva catalítica o no-catalítica a la

salida de los regeneradores CCF para reducir emisiones de NOx



- El establecimiento de programas de detección de fuga y de reparación para

reducir las emisiones de hidrocarburos fugitivos

- La instalación de techos flotantes internos en tanques con techo ficho y en

algunos casos, sellos secundarios en tanques de techo flotante

- Emisiones reducidas durante las operaciones de cargado y descargado para

camiones cisterna, vagones y recipientes, mediante el uso de líneas de retorno de

vapor e instalaciones de recuperación de vapor e incineración

- Menor presión de vapor en las gasolinas

- Niveles menores de azufre en el gas combustible de refinería y considerablemente

menores niveles de azufre en el aceite combustible pesado

- Hidrotratamiento severo de los combustibles diesel para disminuir los contenidos

de azufre y aromáticos

- Instalaciones de extracción de SOx en las UCCF

- Tratamiento de los gases de combustión para remover los gases de ácido

- Aumento en las eficiencias de las plantas de recuperación de azufre

- Operación de quemado completa de CO en los regeneradores CCF

- Aumento en la extracción de partículas de los gases de combustión

- Disminución de las emisiones en las unidades con quemado de carbón

Todas estas posibilidades se discuten después en éste documento.

3.2 Opinión Pública

En términos generales, el público está demandando acción para disminuir las emisiones

al aire. Todos estos temas - especialmente el calentamiento global, la lluvia de ácido y el

ozono de las capas inferiores (smog) y compuestos tóxicos - se han discutido

ampliamente en los medios de difusión en relación a las amenazas en la salud humana y

el ambiente.

Esta preocupación ha propiciado la adopción de una legislación que exige a la industria la

presentación de datos sobre la cantidad y tipos de compuestos que se emiten hacia el

aire. El público está utilizando esta información para presionar a los gobiernos a que

creen reglamentos aún más estrictos.



El público, y en particular los grupos de protección ambiental, están mostrando un deseo

ascendente en tomar acción en contra de compañías que son vistas como lentas para

adoptar medidas de control. Esta acción está manifestada en legislación más punitiva,

boicoteos del consumidor y campañas para prohibir productos. El restablecimiento de una

imagen pública desacreditada es muy difícil de lograrse.

3.3 Filosofía de Operación

El impacto combinado de la legislación, presión pública para tener más responsabilidad

sobre el medio ambiente y una carga financiera ascendente, ha orientado a la mayor

parte de la industria petrolera a concluir de que es mucho más preferible estar en favor

de las actividades sobre el tema ambiental.

Las refinerías deben procurar adoptar tecnologías limpias. En primera instancia no deben

producir los contaminantes.

Los cambios propuestos del proceso deben considerarse desde un punto de vista global,

no solamente el impacto sobre las emisiones de la refinería.

Los procesos existentes se deben optimizar, con la finalidad de eliminar las emisiones al

aire, o por lo menos reducir su cantidad.

En los casos donde la emisión de contaminantes no se puede evitar, se deben instituir

estudios para intentar reducir el impacto ambiental mediante la reducción de la cantidad

de contaminantes, el reciclaje de los flujos del gas efluente o reutilizandolo en otros

servicios.

Similarmente, se deben hacer intentos para reducir la cantidad de material de residuo

generado durante el tratamiento de emisiones de aire, usando el proceso conocido como

el de las Cuatro R - reducción, reutilización, reciclaje, recuperación.

Las refinerías deben diseñar medidas de control que sean capaces de satisfacer las

normas de calidad del aire ambiente y los ritmos/concentraciones de emisión. Estas

medidas deben aplicarse a las instalaciones nuevas y a las renovaciones. De preferencia,

las instalaciones deben diseñarse para satisfacer requerimientos anticipados.



La primera prioridad debe darse a aquéllas fuentes cuyas emisiones se sabe poseen

riesgos serios para el ambiente y/o la salud humana. La tecnología usada para controlar

estas fuentes debe reducir los riesgos a límites aceptables.

La segunda prioridad debe darse a aquéllas fuentes que posiblemente poseen riesgos

serios para el ambiente y/o la salud humana. Las refinerías deben instalar medidas de

control que reduzcan hasta donde sea posible los riesgos reales o potenciales, tomando

en cuenta factores económicos.

La menor prioridad debe darse a aquéllas fuentes que poseen una amenaza moderada

para el ambiente. Las medidas de control deben instalarse para que disminuyan

razonablemente la amenaza ambiental.

Se debe instituir un programa a largo plazo para implementar progresivamente controles

más estrictos. El concepto de TECMA - Tecnología de Control Máximo Alcanzable - se

está estudiando en varias jurisdicciones. Para fuentes nuevas de emisiones el TECMA se

define como "el mejor control de emisiones alcanzado en la práctica mediante la mejor

fuente controlada similar." Puesto que las renovaciones son con frecuencia más difíciles,

el TECMA para fuentes existentes "puede ser menos rígido que los estándares para las

nuevas fuentes, pero al menos tan estricto como aquéllos controles de emision

alcanzados mediante las mejores fuentes controladas similares."

3.4 Directrices Para el Abatimiento de Emisiones al Aire

Cualquier programa de control para reducir las emisiones al aire se debe adherir a las

siguientes directrices:

- Conozca la ley y los reglamentos relacionados con las emisiones de aire, y

cúmplalos o supérelos tanto formal como moralmente.

- Trabaje activamente para ayudar a los gobiernos en el desarrollo de

procedimientos públicos factibles y efectivos, legislación, y reglamentos que

administren las emisiones de aire.

- Proporcione información relacionada con los peligros y riesgos asociados con las

emisiones de aire a los empleados, contratistas, otra gente en el sitio y aquéllas

personas en la comunidad que tienen un interés.



- Maneje las emisiones de aire en una forma tal que proteja a la gente y al medio

ambiente mediante la minimización de la cantidad liberada al ambiente a través

del uso de tecnologías efectivas y de costo razonable.



4.0 INFORMACION AL PUBLICO

Las prácticas de la industria hacia la educación del público y el nivel de participación del

público en las operaciones se presenta con mayor detalle en el "Código de Práctica

Ambiental". Sin embargo, no resulta exagerado enfatizar que el público tiene

preocupaciones muy serias acerca de las emisiones de gas. Por lo tanto, el público esta

pidiendo un esfuerzo mayor en el proceso de la protección ambiental.

Se recomienda que los programas de control de emisiones de aire ocupen un lugar de

alta prioridad en las relaciones públicas. El incumplimiento de lo anterior puede resultar

en la creación de una gran presión pública que justifique que la refinería tenga que

modificar sus operaciones significativamente.

Los siguientes elementos se aplican a todos los programas de salud, seguridad y

protección ambiental.

- la comunidad tiene derecho al mismo tipo de información sobre la salud y la

seguridad que un empleado.

- confronte las preocupaciones del público rápidamente, sensiblemente y

honestamente. Esto resulta especialmente importante cuando se están

planificando ciertas instalaciones.

- asegure que las instalaciones para el control de aire no representen un riesgo

inaceptable para el público o el medio ambiente, ya sea a través de diseños de

baja calidad o de operación ineficiente.

- proporcione información adecuada relacionada con los peligros de cualquier

contaminante en el aire cuando sea requerida. Mientras que los secretos

comerciales legítimos deben ser protegidos, información precisa sobre los peligros

debe ser distribuida entre aquéllas personas que tienen derecho a recibirla.

- asegure que las autoridades de la comunidad y el público tengan conocimiento de

los planes de contingencia para emergencia ante descargas de contaminantes

gaseosos. Necesitan saber acerca de los peligros potenciales y de las acciones

que deben tomar.



- en casos donde se requiera ayuda externa en relación a respuestas de

emergencia en las que se involucran contaminantes del aire, esa ayuda debe

estar lo suficientemente capacitada y equipada, si es necesario, para asegurar

que la acción sea efectiva y lo más segura posible.

- avise al público y a las autoridades del gobierno tan pronto como prácticamente

sea posible, de la existencia de un caso de emergencia. Manténgalos informados

para que tomen las medidas apropiadas en el caso de que se les pida ayuda.



5.0 ESTABLECIMIENTO DE UN PROGRAMA DE CONTROL DE EMISIONES GASEOSAS

5.1 Determinación del Caso Base

El primer elemento de cualquier programa de control es la determinación de la magnitud

del problema existente. Esto se hace mediante la vigilancia de todos los efluentes

gaseosos. La información reunida debe incluir la cantidad emitida, la composición y

cualquier patrón repetitivo (temporadas, función de las cargas u condiciones de

operación). Esto se debe realizar para cada flujo, o cada categoría de flujo si existe una

multitud de emisiones similares o de poca cantidad (tales como las emisiones fugitivas).

En casos donde no se pueden obtener lecturas directas, se deben usar factores que se

basan en otras variables conocidas.

En base a un estudio que incluye a toda la industria, las cantidades típicas relativas de

varios contaminantes emitidos por las refinerías son:

%

Oxidos de Azufre 47

Hidrocarburos 36

Oxidos de Nitrógeno 11

Monóxido de Carbono 4

Partículas 2

Los resultados deben ser analizados para determinar qué flujos deben recibir la más alta

prioridad. En algunos casos, esto lo determinará la reglamentación aplicable. En otros, la

magnitud del flujo, o la cantidad y tipo de contaminantes serán los factores gobernantes.

Altamente se recomienda que balances de combustible, vapor y azufre se preparen y que

se actualicen frecuentemente. La información contenida en estos balances será de

extrema utilidad en la determinación de las condiciones del caso base, para analizar la

efectividad de los programas de control, y para el establecimiento de prioridades de

ejecución.



5.2 Selección de una Tecnología de Control

Para determinar la tecnología más apropiada, la Tabla 1 proporciona los métodos de

control más comunes. Sin embargo, se recomienda que los capítulos apropiados en esta

guía se utilicen para determinar si existen otras posibilidades. Algunos puntos por

considerar son:

- ¿Cumple la tecnología con los estándares vigentes? ¿Puede cumplir con los

estándares anticipados del futuro?

- ¿Es la tecnología de uso común para el servicio particular? Si no, ¿Existen razones

válidas para no considerar esta opción?

- ¿Existen (existirán) condiciones en la planta que no hagan factible esa opción?

- ¿Qué tipo y cantidad de residuo se genera con esta tecnología de control y qué

problemas de eliminación originará?

- ¿Esta opción provoca un cambio en emisiones en alguna otra localidad? ¿Más

emisiones? ¿Menos emisiones?

- ¿Cuáles son los requerimientos para la instalación: inversión capital, costos de

operación, programa de iniciación y construcción, espaciamiento?

Nótese que en varios de estos puntos "tecnología" puede incluir un cambio de

alimentación o combustible, cambios de producto, etc. Tales acciones frecuentemente

causan una redistribución de las emisiones en una región. Como por ejemplo, el cambio

de turbinas de vapor por motores eléctricos conduce a menos emisiones de refinería pero

más emisiones en la estación generadora de electricidad.

En la ausencia de reglamentos locales estrictos, los límites de emisión listados en la Tabla

2 deben usarse. Para una breve explicación de los factores equivalentes de toxicidad para

las dioxinas y furanos, véase la "Guía Para el Manejo de Residuos Líquidos de Refinerías

de Petróleo". Los estándares propuestos para la calidad del aire ambiente se listan en el

Apéndice A.



Tabla 1

TECNOLOGIAS VIABLES PARA EL CONTROL DE EMISIONES GASEOSAS

Tecnología Compuestos Compuestos Partículas NOxOrgánicos Inorgánicos SOx

Incineración X

Adsorción X

Condensación X

Absorción X X

Filtración X X

Precipitación X XElectrostática

Lavado Húmedo X X X

Modificación de XCombustión

Reducción XQuímica



TABLA 2 LIMITES DE EMISION RECOMENDADOS PARA LA CALIDAD DEL AIRE1

Parámetro

Capacidad de la Mejor Teconología Obtenible

Para el Control deEmisiones** Emisiones Límite en

Otros Países**

LímitesRecomendados2

Contaminante Convencionales

Partículas 9 a 70 mg/m3 13 a 650 mg/m3 20 mg/m3

Monóxido de Carbono (CO) 50 a 300 ppm 57 mg/m3

Gases Acídicos

Acido Clorhídrico (HCl) 5 a 91 ppm 20 a 670 ppm 75 mg/m3 (o 90 % eliminación)

Acido Fluorhídrico (HF)

Dióxido de Azufre (SO2) 4 a 209 ppm 22 a 250 ppm 260 mg/m3

Oxidos de Nitrógeno (NOx) 170 a 630 ppm 160 a 300 ppm 400 mg/m3

Metales3

Cadmio(Cd) < 11.3 mg/Nm3 0.1 a 0.2 mg/Nm3 100 µg/m3

Plomo(Pb) 1 a 25 mg/Nm3 3 a 5.3 mg/Nm3 50 µg/m3

Cromo(Cr) 0.6 a 6 mg/Nm3 0.8 a 5.3 mg/Nm3 10 µg/m3

Mercurio(Hg) 100 a 610 mg/Nm3 0.2 a 0.8 mg/Nm3 200 µg/m3

Arsénico(As) 0.007 a 0.33 mg/Nm3 0.8 a 0.9 mg/Nm3 1 µg/m3

Compuestos Orgánicos

Dibenzodioxina Policlorinada (DDPC) 0 a 24 ng/Nm3 DDPC y DFPC Total 0.5 ng/m3***

Dibenzofurano Policlorinado (DFPC) 0 a 31 ng/Nm3

Hidrocarburo Aromatico Policíclico(HAP) 15 a 130 ng/Nm3 5 µg/m3

Bifenilos Policlorinados (BPC) 0 a 9 ng/Nm3 1 mg/kg BPC aporte

Clorobenceno (CB) 80 a 2900 ng/Nm3 1 µg/m3

Clorofenol (CF) 250 a 8400 ng/Nm3 1 µg/m3



** Las condiciones de temperatura, presión y humedad no se especifican para los datos reportados*** Suma de los DDPCs and DFPCs con substituciones 2,3,7,8 derivados de datos analíticos específicos de congéneres usando

factores equivalentes de toxicidad de Nato/CCMS.Nm3 = metro cúbico normal (generalmente presión atmosférica y 0, 20 or 25 C)ng = nanogramo (1 ng = 10-9 gramos)

1 Supone buenas condiciones de encendido y un lavador seco/filtro de tela (o equivalente) para el tratamiento de gas decombustión.

2 Con objeto de estandarizar la composición del gas y las concentraciones asociadas de los contaminantes, los objetivos deemisión en la guía se expresan en relación a los metros cúbicos secos de gas de combustión a 25 C y 101.3 kPa (presión atmosférica)y 11% de oxígeno en el gas de salida.

3 Las concentraciones de metal son las que típicamente se anticipan en lugar de ser límites recomendados.

FACTORES EQUIVALENTES DE TOCIXIDAD(FET)

PARA CONGENERES ESPECIFICOS DEDDPC Y DFPC

Cuando solo se cuenta con datos de prueba de homólogo aplique el factor de equivalencia mayor

HomólogoPosicionesClorinadas

Factor de equivalencia

DDT4C 2,3,7,8 1

DDP5C 1,2,3,7,8 0.5

DDH6C 1,2,3,4,7,81,2,3,6,7,81,2,3,7,8,9

0.10.10.1

DDH7C 1,2,3,4,6,7,8 0.01

DDO8C 1,2,3,4,6,7,8,9 0.001

DFT4C 2,3,7,8 0.1

DFP5C 1,2,3,7,82,3,4,7,8

0.050.5

DFH6C 1,2,3,4,7,81,2,3,7,8,91,2,3,6,7,82,3,4,6,7,8

0.10.10.10.1

DFH7C 1,2,3,4,6,7,81,2,3,4,7,8,9

0.010.01

DFO8C 1,2,3,4,6,7,8,9 0.001



La eficiencia de una tecnología de control particular puede depender altamente de las

condiciones de operación especificadas. Un análisis de ingeniería amplio de la tecnología

de control se debe realizar. Incluído en éste estudio debe estar un análisis de sensibilidad,

en el evento de que algunos de los datos de entrada sean erróneos.

Información sobre la estimación de los costos de instalación de equipo de control está

fuera del alcance de este documento. Para una breve discusión con relación a los precios

de equipo vea "Pricing Equipment for Air-Pollution Control" por W. Vatavuk (Chemical

Engineering, May 1990)

5.3 La Efectividad de los Programas de Control de Emisiones Gaseosas

La estimación de la efectividad de una programa de control puede ser difícil. Por un lado

es necesario tener valores precisos de las emisiones pre y pos control. Aún así, existen

ejemplos de programas similares conducidos en Norteamérica y éstos proporcionan una

idea de los resultados posibles.

- Entre 1973 y 1989 la eficiencia en energía en las refinerías petroleras canadienses

aumentó en un 32.6 %

- Las emisiones de dióxido de azufre en Canadá disminuyeron en un 46 % entre

1970 y 1983; en los Estados Unidos disminuyeron en un 28 % entre 1970 y 1987

- Una compañía de Estados Unidos redujo las emisiones totales de la planta en un

90 % en cinco años; otra compañía alcanzó una reducción de 45 % en el período

1985-88

- En el período 1970-87, las emisiones en los Estados Unidos de monóxido de

carbón se redujeron 38 %, partículas 61 %.



6.0 GASES DE INVERNADERO (DIOXIDO DE CARBONO, METANO, CFC)

El calentamiento del planeta es uno de los temas ambientales más discutidos en estos

días. Existe una controversia considerable sobre el fenómeno mismo, haciendo a un lado

las causas exactas, la magnitud potencial del problema y los métodos para invertir la

tendencia.

Esta guía supone que el calentamiento del planeta está ocurriendo y que se tomarán las

medidas para reducir la emisión de los gases denominados de invernadero.

Existe un número de gases de invernadero. Entre los más comunes emitidos en una

refinería de petróleo se encuentran el dióxido de carbono, metano, dióxido de azufre,

tetracloruro de carbón, óxido nitroso, clorofluorocarbonos (CFC), halógenos y ozono a

nivel de superficie. Cada uno de estos compuestos químicos tiene un impacto diferente

debido a su concentración en el aire, su tiempo de residencia, y su potencial para

absorber radiación. Los valores para cada una de estas propiedades varía según la fuente

de referencia. Sin embargo, el sentimiento general es que el dióxido de carbón contribuye

aproximadamente 50 % del problema de calentamiento del planeta, metano 10-20 %,

CFC 20 %, ozono de nivel de superficie 8-14 %, óxido nitroso 4 %.

Los clorofluorocarbonos y halógenos (similar a los CFC, pero también contienen bromuro

u ioduro) no solo son gases de invernadero extremadamente efectivos, sino que también

destruyen cantidades considerables de ozono estratosférico. El agotamiento de la capa

de ozono estratosférica no solo aumenta la amenaza a la salud debido a las mayores

concentraciones de radiación ultravioleta, también incrementa la formación de ozono a

nivel de superficie (véase la sección 7.0) y contribuye por lo tanto al calentamiento global.

Un estudio de las emisiones de gas de invernadero de una compañía (seis refinerías)

mostró que las emisiones de dióxido de carbón constituyeron la gran mayoría de los

gases de invernadero. Sobre una base de masas, el metano ocupó un segundo lugar muy

distante y el óxido nitroso un tercero aún más distante. Sin embargo, los últimos dos se

deben considerar en vista de su potencial relativo de invernadero.



Este capítulo se ocupa de la reducción de emisiones de dióxido de carbono, metano e

hidrocarburos halogenados. El ozono, óxido nitroso y otros gases menores de

invernadero se discuten en capítulos posteriores.

6.1 Dióxido de Carbono

La combustión de cualquier combustible fósil genera dióxido de carbono. Las emisiones

pueden ser reducidas hasta cierto grado, mediante la institución de un programa de

control para la administración de energía. Aunque existen ciertos fundamentos que son

comunes a cualquier refinería, la implementación real es con frecuencia altamente

específica del sitio.

Se recomienda que la refinería establezca un grupo de conservación de energía, cuya

función sea vigilar el uso actual de energía y que investigue formas de reducir el

consumo. Este grupo debe tener el apoyo completo de los altos dirigentes de la refinería.

Los beneficios de tal programa son económicos y ambientales. Aún a precios bajos de

combustible, la cantidad gastada por consumo de energía es extremadamente alta y los

ahorros potenciales pueden justificar muchos proyectos.

La descripción de un programa para reducir pérdidas por quemado se discute en la

siguiente sección.

La refinería debe preparar un balance de energía de la planta entera y, donde sea posible,

de las unidades individuales, registrando tanto la producción y consumo de combustible

como el consumo eléctrico. Esto debe calcularse con una frecuencia práctica. Las

cantidades y composiciones de los diversos tipos de combustible debe ser registrada.

El uso de combustibles ligeros (mayor contenido de hidrógeno) debe ser considerado, puesto

que generan menos dióxido de carbono con la misma carga. También producen menos

emisiones de otros contaminantes. Sin embargo, el desplazamiento de un tipo de combustible

por otro significa que el combustible original debe ser vendido en otra parta o procesarse para

generar productos útiles (lo cual aumentaría el consumo de energía de la planta). El cambio de

tipo de combustible no siempre resulta en una reducción global de emisiones.



Los programas lineales de refinería deben revisarse para estimar realisticamente los

requerimientos de energía, basándose en operaciones actuales. No use los números

actuales de consumo de combustible, a menos de que se muestre que son los valores

óptimos.

Los valores de consumo de energía en el programa lineal deben reflejar las

modificaciones y mejoras del equipo. Por ejemplo, los calentadores modernos con la

tecnología más reciente tienen una eficiencia garantizada de 92 %, mientras que muchos

de los calentadores antiguos tienen una eficiencia máxima alrededor de 70 %.

Determine los requerimientos teóricos de energía de cada unidad, y sus secciones

correspondientes, y compárelos con los requerimientos reales. Esto señalará los lugares

en donde se pueden hacer mejoras. Establezca objetivos y operaciones de control y

trabaje para lograrlos. Las operaciones para controlar las torres de destilación incluyen la

reducción del reflujo arriba de la misma y la sobrevaporización en la zona de vaporización

a los valores mínimos requeridos para asegurar la calidad del producto.

Opere a condiciones de proceso que requieren la menor cantidad de consumo de

energía. Donde sea posible, use controles de presión por flotación en las torres para

mantener las eficiencias de separación cuando las capacidades de enfriamiento cambian.

Las aplicaciones posibles para el uso de bombas de calor deben ser investigadas.

Cualquier cambio en el proceso no debe degradar la calidad del producto a valores

inaceptables.

Especialmente aproveche las grandes ganancias posibles con el uso eficiente de

intercambiadores de calor de proceso. Optimice la transferencia de calor con los diseños

más apropiados de intercambiadores y con el uso de tecnologías tales como la del

concepto "Pinch". Este puede resultar un proceso extremadamente complicado. Los flujos

caliente y frío se grafican en un diagrama temperatura-entalpia. El "pinch" es la

aproximación más cercana de las curvas. La intención es transferir el deber calorífico de

los flujos calientes hacia arriba del punto pinch y el deber calorífico de los flujos fríos hacia

abajo del punto pinch. El exceso del deber calorífico arriba del pinch (a través de



activaciones del calentador) debe ser balanceado mediante incrementos de enfriamiento

debajo del pinch.

El estudio debe hacerse en torno a una unidad, pero unidades múltiples se pueden

integrar. Una posible desventaja para hacer esto es que la operación de una unidad es

afectada por perturbaciones en otra.

La renovación de una red de intercambiadores para alcanzar los beneficios máximos del

concepto tenaza o pinch no es siempre posible debido a limitaciones de espacio

disponible o a deseos de mantener las unidades como entidades de operación separada.

Los intercambiadores deben vigilarse regularmente y los factores de incustración se

deben calcular. Donde sea necesario y posible, deben usarse inhibidores de

incrustaciones.

Debe investigarse un uso más eficiente del dispositivo en la torre de destilación para

acelerar la condensación de vapores para la transferencia de calor. Los flujos del

dispositivo no deben enfriarse con agua o aire.

Los calentadores y calderas de proceso deben vigilarse y ajustarse con frecuencia para

incrementar la eficiencia de quemado al máximo posible. El aire en exceso en los

quemadores (que no necesariamente es el oxígeno en exceso en el gas de combustión

de la chimenea, debido a fugas de aire) debe reducirse a un valor que mantendrá una

combustión completa del combustible. Esto también reducirá la formación de óxidos de

nitrógeno. Por otro lado, las emisiones de monóxido de carbono, partículas e

hidrocarburos que no se quemaron no se deben permitir.

Existen algunos ejemplos en donde el nivel del aire en exceso puede ser dejado con un

valor alto. Puede ser aconsejable transferir calor de la zona de radiación a la de

convección del calentador. El exceso de aire reducirá la temperatura de la zona de

radiación pero el flujo extra del gas de combustión mejora la transferencia de calor en la

sección de convección.



Las condiciones que promueven la depositación de coque en los tubos de la sección de

radiación se deben evitar. Estas depositaciones frecuentemente se asocian con el choque

de la flama y áreas calientes y pueden crear debilitamientos del tubo, así como también

una transferencia de calor reducida. Estas condiciones potencialmente peligrosas quizá

se deben a un diseño inapropiado, o que ya no resulta apropiado, de la cámara de

combustión y del quemador.

Se recomienda que un experto en calentadores analice los calentadores del proceso que

están sujetos a, o se sospecha que tienen, depositación de coque.

La depositación de hollín en la parte externa de los tubos de convección afecta la

transferencia de calor. Un soplador de hollín debe emplearse. Nota, instalaciones

adicionales pueden ser necesarias para capturar el hollín.

Los quemadores deben ser propiamente diseñados para su servicio. Deben vigilarse

visualmente con cierta frecuencia para asegurar que haya una configuración propia de la

flama.

Cuando se opera a ritmos bajos, ponga fuera de servicio a los quemadores. Estos

trabajan más eficazmente cuando se opera a las condiciones de diseño de requerimiento

calorífico. Asegúrese de que el aire de combustión se aísle de todos los quemadores que

hayan sido puestos fuera de servicio.

Selle las partes que no sean herméticas al aire en la cámara de combustión o en la

sección de convección.

El gas de combustión se puede usar para precalentar el aire de combustión, para calentar los

flujos de proceso (debe haber protección adecuada en contra de fugas de aceite en el gas de

combustión) y para generar vapor. Recuerde que en ocasiones la instalación de equipo de

precalentamiento presenta consecuencias inesperadas. Por ejemplo, el uso de aire precalentado

tiende a producir niveles mayores de emisiones de óxido de nitrógeno y la transferencia de calor

de la zona de convección quizá disminuya. El efecto del uso de aire precalentado se puede

predecir mediante la utilización de modelos de simulación de ignición de calentadores.



Cuando se instala equipo para la recuperación de calor en ductos de gas de combustión,

es necesario mantener la temperatura del gas de combustión lo suficientemente alta para

que haya una ascensión de penacho adecuada a la salida de la chimenea y que no se

presente una condensación de gas ácido.

El uso del vapor se debe optimizar para que la cantidad descargada a la atmósfera se

reduzca al mínimo. La división apropiada de bombas eléctricas y turbinas de vapor es un

componente crítico en el mejoramiento de la eficiencia del sistema.

El cambio de fuente de energía, electricidad generada en una planta de fuerza eléctrica

por vapor generado en la refinería, puede reducir las emisiones del sitio aunque la

eficiencia de las plantas eléctricas es considerablemente más baja que las calderas de la

refinería, además de que con frecuencia el carbón se usa como combustible en las

primeras. El resultado global quizá será un incremento en las emisiones de dióxido de

carbono y otros contaminantes.

Pérdidas en fugas innecesarias en las trampas de vapor, y el uso de serpentines de

rastreo con vapor y de calentamiento con vapor debe disminuirse. El consumo de vapor

para la rectificación de gases debe investigarse para asegurar que los productos no se

estén rectificando en exceso.

El equipo eléctrico se debe investigar para determinar áreas que necesitan mejoramiento.

Si es necesario, motores nuevos o rebobinados deben instalarse.

Cada refinería tiene muchas áreas en donde el uso de energía se puede mejorar. Una

discusión completa de las posibilidades está fuera del alcance de esta guía. Para mayor

información sobre el tema los siguientes artículos se recomiendan:

- Energy Optimization, por Kaiser (Chemical Engineering, February 23, 1981)

- Pinch Concept Helps to Evaluate Heat-Recovery Networks for Improved

Petrochem Operation (Oil & Gas Journal, Mayo 28, 1984)

- Survey Plants for Energy Savings, por R. Pelham, R. Moriarty (Hydrocarbon

Processing, Julio 1985)



- Energy and Product Savings Through Advanced Control, por G. Hall (Hydrocarbon


- Exchanger Revamp Saves Energy, por P. Cambier, G. Choux, M. Schafer

(Hydrocarbon Processing, Julio 1985)

- Feedforward Air Control for Fuel BTU Changes, por E. Vicknair (Hydrocarbon


- Minimizing Excess Air Could Be Wasting Energy in Process Heaters, por N.

Lieberman (Oil & Gas Journal, Febrero 1, 1988)

- Make Every BTU Count, por A. Garg, H. Ghosh (Chemical Engineering, Octubre

1990)

- Analyzing Process Energy Efficiency, por J. Siegell (Hydrocarbon Processing,

Marzo 1991)

- Energy Efficient Electric Motors, publicado por TransAlta Utilities, Calgary, 1990.

Además de los gases de combustión producidos por los calentadores y calderas, las

refinerías con plantas de hidrógeno producirán dióxido de carbono. Este se puede

recuperar y vender a otras industrias, cuando las condiciones económicas lo ameritan.

Existe tecnología que recupera dióxido de carbono del gas de combustión en un

absorbedor que usa un solvente. El solvente es después rectificado en un rectificador

regenerador y reciclado. El bióxido de carbono se seca usando glicol trietileno y se

comprime para transportarse por tubería. Las instalaciones requeridas son de cierta

complejidad y se justifican económicamente solo en calentadores o calderas

extremadamente grandes, y en donde existe un mercado grande en las proximidades, tal

como lo es un proyecto de recuperación mejorada de aceite pesado.

6.2 Reducción del Gas Quemado

La quema de gas es una parte vital de la operación de una refinería, ya que proporciona

un medio para aliviar el exceso de presión en una forma segura, aunque existe un daño

ambiental debido a la emisión de bióxido de carbono, óxidos de azufre, óxidos de

nitrógeno y, si la combustión no es completa, monóxido de carbono y partículas.



Esta sección describe un programa para vigilar y reducir la quema de gas, por lo tanto

para reducir las emisiones y los costos de energía.

6.2.1 Diseño del Sistema de Quemado

Un diseño apropiado del sistema de quemado es absolutamente necesario para la

operación segura de la refinería. Este puede ser un procedimiento extremadamente

complejo, cuya descripción está fuera del alcance de esta guía. Para una introducción

breve sobre el tema los siguientes artículos se recomiendan:

- Practical Design of Flare Stacks, por G. Kent (Hydrocarbon Processing &

Petroleum Refiner, Agosto 1964)

- A Question of Flare, por A. Garratt (BP Shield, mid-1970s)

- Ground-Level Detector Tames Flare-Stack Flames, por T. Schmidt (Chemical

Engineering, Abril 11, 1977)

- Estimate Safe Flare-Headers Quickly, por J. Bonilla (Chemical Engineering, Abril

10, 1978)

- Are Your Flare Systems Adequate? por C. Wu (Chemical Engineering, Octubre

31, 1983)

- Practical Flare Design, por J. Seebold (Chemical Engineering, Diciembre 10, 1984

- Flare System Design by Microcomputer, por T. Tsai (Chemical Engineering,

Agosto 19, 1985)

- Almost Unnoticeable Gas Flaring (Process Industries Canada, Marzo 1989)

- Smokeless, Efficient, Nontoxic Flaring, por O. Leite (Hydrocarbon Processing,

Marzo 1991)

La hidráulica del sistema de quemado debe ser verificado si la refinería ha:

- experimentado una expansión en la capacidad

- aumentado el número de unidades de operación

- unido más conexiones con el cabezal de quemado

- comenzado a procesar diferente tipo de material de carga

- instalado dos quemadores y se alterna el flujo de quemado durante paros del

sistema de quemado



6.2.2 Eficiencias de Quemado

La eficiencia de combustión durante el quemado es una medida de la destrucción de

hidrocarburos. Bajo condiciones estables la mayoría de los sistemas alcanzan un 98 % o

más. Véase la Tabla 3. Condiciones inestables de la flama generan eficiencias

extremadamente pobres y emisiones de hidrocarburos, monóxido de carbono y partículas.

Recuerde que un quemador con humo puede alcanzar una alta destrucción de

hidrocarburos.

Las condiciones siguientes se deben mantener para asegurar una configuración estable

de la flama:

- Las emisiones visibles no deben exceder 5 minutos en un período de 2 horas

- La flama debe estar presente en todo momento

- La presencia de una flama piloto para vigilar la detección de una flama

- El valor calorífico neto del gas debe ser de por lo menos 11.2 MJ/Nm3 para

quemadores auxiliados con vapor o aire y 7.45 MJ/Nm3 para quemadores sin

ningún tipo de auxilio.

Si el valor calorífico neto o menor del gas para quemado está por debajo del mínimo

especificado, el gas tendrá que recibir gas natural o gas combustible de refinería.

La velocidad de salida en el quemador depende del valor calorífico del gas. Para

quemadores auxiliados por vapor o sin ningún auxilio, si el valor calorífico menor está

entre 7.45 y 11.2 MJ/Nm3, la velocidad debe ser menor de 18 m/s; entre 11.2 y 37.3

MJ/Nm3, la velocidad se calcula con la equación (en unidades Inglesas)



TABLA 3a EFICIENCIA DE COMBUSTION DE QUEMADORES Y SUS PUNTAS

Eficiencia Combustión Quemadoresa

EstudioTamañoQuem.

(in)Diseño

Velocidad(ft/sec) Gas Quemado

EficienciaMedida

(%)

Palmer (1.10) 0.5 Boquilla Experim. 50-250 Etileno >97.8

Lee & Whipple (1.11) 2.0 Hoyos en 2" Cap 1.8 Propano 96-100

Siegel (1.12) 27b Commercial Flare GasCoanda

FS-6

0.7-16 Gas Refineríac 97->99

Howes, et al (1.8) 6d Commercial Air Assist.Zink LH

40-60 Propano 92-100

Howes, et al (1.8) 3 a 4e Commercial H.P. ZincLRGO

Casi Sónica(Estimada) Gas Natural >99

McDaniel (1.13) 8 Commercial Zink STF-S-8

0.03-62 Propileno/Nitrógenof 67-100

McDaniel (1.13) 6d Commercial Air Assit.Zinc STF-LH-457-5

1.4-218 Propileno/Nitrógenog 55-100

a Referencia U.S. EPA 1984a.

b Abertura de un cono en una cabeza de quemador FS-6 Coanda.

c 50 % hidrógeno mas hidrocarburos ligeros.

d Suministrado a través de pernos; gas alto Btu gas a través área de 5.30 in2 y gas bajo Btu a través 11.24 in2

e Tres cruceros, cada uno con una área abierta de 1.3 in2.

f Valor calorífico varió de 209 a 2,183 Btu/scf.

g Valor calorífico varío de 83 a 2,183 Btu/scf.



TABLA 3b EFICIENCIA DE COMBUSTION DE QUEMADORES Y SUS PUNTAS

Eficiencias de Combustión de Varias Cabezas de Quemador (%)2

Gasb3-in.c

EERd3-in.

EER Hi-Vele

6-in.EER

12-in.EER

12-in.Indus Af

12-in.Indus Bf

12-in.Indus Cf

100% Propano -- 99.74-99.87

-- -- -- -- --

77% Propano -- 99.73-99.88

-- -- -- -- --

56% Propano 98.37-98.95

97.27-99.33

98.47-99.76

98.29-99.50

99.12-99.78

99.48-99.65

99.08-99.65

50% Propano -- 99.72-99.87

-- -- -- -- --

Bajo-Btu (<5% Propano) 90.19-99.92g

-- 92.24-99.36

94.89-99.73

98.49 99.21-99.72

91.16-99.52

a Referencia U.S. EPA 1984a.

b Mezcla propano/nitrógeno.

c Diámetro cabeza quemador.

d Cabeza quemador fabricado por Energy and Environmental Research Corp.

e Velocidad salida quemador hasta de 428 ft/sec.

f Cabeza quemador comercial suministrado por tres fabricantes de quemadores = A, B, C.

g Contenido Btu bajo de 270 Btu/scf.

Log Vmax = (VCM + 1209.6) / 849.1

Arriba de 37.3 MJ/Nm3 la velocidad máxima es 122 m/s. Para quemadores auxiliados con

aire la velocidad máxima está dada por la ecuación (en unidades Inglesas)

Vmax (pie/s) = (329.2 + VCM) / 11.53

donde: VCM es el valor calorífico menor



6.2.3 Medidores del Gas de Quemado

Una estimación de exactitud razonable de flujo al quemador es el punto inicial de

cualquier programa de control de quemado.

Existen muchos tipos de medidores. Debido a la severidad del servicio del quemador -

ritmos de flujo de muy altos a muy bajos, temperaturas de muy frías a muy calientes, una

amplia variedad de gases, gases ácidos corrosivos, partículas, etc. - la exactitud de los

medidores disminuye con frecuencia. En muchos casos, el medidor para de funcionar por

completo. Cinco tecnologías básicas se discuten brevemente: dilución de la concentración

y trazadores, presión diferencial, emisión de vórtice, termistores, y ultrasonido.

Para la inyección de diluyente, un compuesto químico inerte se inyecta en el cabezal a un

ritmo presente. Se obtienen muestras del gas para quemado, con y sin el compuesto

químico en la línea. Un balance de masa del compuesto químico inerte determina el ritmo

de flujo de quemado. Esta técnica requiere que haya disponible suficiente tiempo y

mezclado para obtener una muestra representativa. Proporciona un buen método para

verificar otros dispositivos de medición.

Los trazadores miden el tiempo que se toma en viajar una distancia conocida y no el

cambio de concentraciones. Con frecuencia se usa un material radioactivo.

Los tubos de Pitot se pueden usar para determinar el perfil de la velocidad de flujo a

través del cabezal del quemador. La presión diferencial entre la presión estática en la

línea y la presión de impacto en la punta de una sonda en dirección del flujo del gas se

mide en varios puntos a través del cabezal. La velocidad varía con la raíz cuadrada de la

presión diferencial. Las velocidades en los puntos de la travesía se calculan y promedian.

Este proceso es muy incómodo para usarse en la vigilancia de las condiciones

frecuentemente cambiantes en el cabezal. Además, las sondas con frecuencia se

taponan o rompen. Sin embargo, los tubos Pitot proporcionan una excelente verificación

de la exactitud de otros medidores, si el flujo es suficiente para generar una presión

diferencial razonable.



Un tubo anubar opera bajo el mismo principio que el tubo Pitot. Mientras que hay una

apertura del tubo por presión estática, existen varias aperturas del tubo por presión de

impacto en la cara superior de la sonda. Por lo tanto reemplaza la serie de lecturas del

tubo Pitot con una sola medición. Aunque es más fuerte que éste último equipo aún

puede experimentar taponamientos. Se pueden instalar con montajes que permiten

trasladarlo en línea para su mantenimiento. Como sucede con los tubos Pitot, la exactitud

es muy buena pero decae a ritmos bajos de flujo.

El paso de un fluido alrededor de un objeto (tal como una sonda) causa la formación de

un vórtice. Este proceso se conoce como emisión de vórtice. La frecuencia de esta

emisión se puede medir y , puesto que es función de la velocidad del gas sobre un rango

amplio de número de Reynolds, el flujo se puede calcular. Sin embargo, a ritmos de flujo

muy bajos los vórtices son difíciles de detectar y a ritmos altos los vórtices son débiles e

irregulares. Este tipo de instrumento puede necesitar un mantenimiento constante.

Los termistores trabajan bajo el principio de que la resistencia eléctrica es función de

temperatura y de que un gas fluyendo sobre un elemento sensor enfría a éste y cambia la

resistividad. Mediante la medición de este cambio y conociendo las propiedades térmicas

del gas, el ritmo de flujo de gas se puede estimar.

Existen por lo menos dos versiones de medidor que usan el principio del termistor. Uno

utiliza un alambre calentado a una temperatura constante y sin flujo. A medida que el gas

fluye sobre él y enfría al alambre, se consume cierta corriente para regresar la sonda a la

temperatura de referencia. Una corriente más alta significa un flujo mayor. Incrustaciones

en la sonda cambian su conductividad eléctrica y conducen a lecturas falsas. La otra

versión utiliza una temperatura diferencial entre dos sensores, la cual es máxima a

condiciones de cero flujo. Esto elimina, hasta un alto grado, el problema de

incrustaciones, puesto que ambos sensores serían igualmente afectados, en la mayoría

de los casos.

Los termistores sufren de otros problemas. Los flujos bajos son difícil de detectarse con

exactitud. La humedad en el gas para el quemador provoca grandes imprecisiones: el

efecto evaporativo enfriante conduce a falsas lecturas. Las sondas con un solo sensor



son afectadas por las fluctuaciones en la temperatura del gas del quemador. (Ha habido

casos de problemas con este tipo de medidor cuando el gas del quemador contiene

cantidades significantes de nitrógeno).

Los termistores requieren una alta frecuencia de labor de mantenimiento. La sonda está

calibrada con una composición de gas, pero las amplias variaciones en las condiciones -

de hidrógeno hasta hidrocarburos relativamente pesados - encontradas típicamente en las

líneas de quemado significa que las propiedades térmicas del gas están cambiando

constantemente. Por lo tanto, es necesario instalar un analizador de densidad y utilizar

sus lecturas para ajustar el ritmo de flujo estimado. Estos densímetros se taponan con

frecuencia, haciendo inexactas las estimaciones. La alternativa es tomar muestras de

quemado y aplicar correcciones manuales a las lecturas de la sonda.

Los termistores pueden proporcionar resultados muy exactos, si los problemas anteriores

son resueltos.

Los medidores ultrasónicos se basan en el principio de que la velocidad sónica en un gas

varía con el peso molecular. Dos sondas con transductores se instalan en el cabezal del

quemador y una señal electrónica se envía entre ellos. La velocidad de la señal y la

medición del efecto Doppler determina el peso molecular del gas y la velocidad del gas,

respectivamente. Esto significa de que no se requiere ningún densímetro y que las

incrustaciones, a menos de que sean extremadamente altas, no tiene efecto alguno.

(Líquidos y sólidos en los transductores pueden causar una atenuación de la señal, que

produce una oscilación extremadamente rápida del flujo. Esto se rectifica con la limpieza

de las sondas).

La instalación de un medidor ultrasónico se debe hacer con alta precisión. Las dos

sondas deben instalarse a una distancia de separación predeterminada, basada en la

composición del gas, y deben estar a ángulos calculados para que la señal se refleje

propiamente. Recuerde, si la composición del gas para quemado oscila de alto contenido

de hidrógeno a alto contenido de hidrocarburo, especifique el caso de alto hidrógeno: la

pérdida en la exactitud es mucho menor que la situación contraria.



Temperaturas altas en el gas para quemado pueden dañar el cristal piezo en el

transductor creando desuniones. El resultado sería la indicación de un ritmo de flujo muy

grande. Por esta razón, se recomienda que las sondas se quiten de la línea de quemado

durante períodos de flujos altos de vapor, como los presentes durante un paro de la

planta.

Aunque el medidor ultrasónico puede medir el peso molecular del gas del quemador, no

puede distinguir los gases - nitrógeno, vapor, hidrógeno e hidrocarburos. Por lo tanto, es

necesario tomar frecuentes muestras de gas del quemador, para sustraer la cantidad de

materiales inertes.

Los medidores ultrasónicos son los medidores más caros, pero como no requieren un

densímetro el costo general es comparable con el de la tecnología del termistor.

6.2.4 Vigilancia del Gas de Quemado

Se recomienda que la refinería instituya un programa de vigilancia del gas de quemado,

como un componente vital de un programa de control de quemado.

La medición exacta del gas de quemado muy frecuentemente demuestra un hecho: el

ritmo de flujo real es considerablemente más alto que el estimado originalmente. La

experiencia ha demostrado que un flujo de gas tan alto como 60 metros cúbicos

equivalente de combustible de aceite /día quizá no es visible.

Existen dos tipos de arreglos de quemado. El quemado de "referencia" consiste de un

flujo de gas relativamente constante, de nivel bajo resultante de descargas de gas

combustible en exceso, pequeñas fugas de válvulas aliviadoras de presión, etc. El

quemado de "incidente" resulta de perturbaciones operacionales y se caracteriza por

altos ritmos de flujo. También resulta irregular en su duración y en las ocasiones que

ocurre.

La Figura 1 proporciona una indicación de los ritmos de flujo típicos que pueden

esperarse de refinerías que tienen un razonable control en su quemado. La gráfica

supone que no se ha instalado equipo de recuperación de gas de quemado.



La refinería debe tomar regularmente muestras de gas de quemado para preparar

estimaciones precisas de emisión y para calibrar los medidores. Los análisis pueden

también proporcionar indicaciones de la fuente de quemado.

La exactitud del medidor de quemado debe ser verificada regularmente. Esto se

puede lograr con el uso de un trazador, un gas diluyente o una travesía del tubo de Pitot

(Véase la sección anterior).

La refinería debe observar las tendencias de quemado y estimar la cantidad de quemado

de referencia. Principalmente de esta categoría de quemado, la mayoría de los beneficios

de un programa de control serán logrados.

El gas combustible en exceso algunas veces es quemado. Un balance de combustible

debe hacerse alrededor de la refinería, y si es posible alrededor de cada unidad. Las

lecturas simultáneas de quemado, gas combustible producido por la refinería, gas natural

comprado, aceite combustible líquido, etc., son requeridos.

La refinería debe intentar determinar la cantidad de quemado - especialmente quemado

de referencia - por unidad, si es posible. Un número grande de medidores de quemado

hace más fácil esta tarea. Una forma de hacer esto es mediante el registro de los

valores de quemado y las correspondientes capacidades por unidad durante períodos

que no haya significante quemado de incidente. Una regresión lineal proporciona

estimaciones de los factores por metro cúbico de carga para cada unidad. Las unidades

que aparentemente son las causas principales del quemado deben por lo tanto ser

estudiadas más estrechamente para identificar las fuentes de quemado.



Durante cualquier incidente operacional que conduzca a quemar, estimaciones de la

cantidad perdida deben registrarse. Esto incluye no sólo perturbaciones mayores como lo

es la pérdida de un compresor o una unidad que se retira de la línea para recibir

mantenimiento sino también problemas menores como el caso de una válvula de alivio

defectuosa. Esta información sirve para dos propósitos: permite que el quemado de

referencia sea estimado con más exactitud y proporciona indicaciones de las posibles

magnitudes de ciertos eventos, que pueden resultar útiles cuando se trata de analizar

tendencias de quemado. Por ejemplo, el arranque de una refinería puede resultar en el

quemado de varios cientos de toneladas o más, el flujo a través de una válvula de alivio

defectuosa puede ser del orden de diez toneladas por día.

6.2.5 Un Programa de Control de Quemado - Operaciones

Reducciones significantes en el quemado se pueden alcanzar con inversiones capitales

mínimas y con el uso de técnicas operacionales.

Los pasos descritos en la última sección proporcionan una base de exactitud razonable

sobre la cual se puede instituir un programa de control de quemado.

Los resultados del quemado real deben compararse con los valores esperados. Cualquier

incremento debe originar una investigación. Existen cuatro categorías: cambios en las

operaciones (quitar o poner una unidad), perturbaciones mayores, fugas y liberaciones al

quemador pequeñas y un incremento en la cantidad de quemado de referencia.

Las primeras dos categorías son obvias. La fuente del quemado es obvia y se deben

hacer intentos para minimizar la pérdida. Si es necesario o posible, cambie los

procedimientos de operación aplicables para reducir o eliminar el problema.

Las dos últimas categorías - fugas y liberaciones pequeñas e incrementos en el quemado

de referencia - son las más difíciles de identificar y corregir. En realidad, no existe una

diferencia real en éstas categorías, es sólo un aspecto de cantidad.

Cuando un aumento en el quemado se ha identificado, pero la fuente es desconocida,

instituya los siguientes pasos:



- Revise los registros de operación para todas las unidades conectadas con el

quemador en cuestión y discuta la situación con el personal de operaciones. Ellos

pueden saber información que no se ha diseminado ampliamente.

- Muestree el gas de quemado para observar si existen compuestos específicos de

ciertas unidades (por ejemplo, hidrógeno de un reformador catalítico).

- Compare la cantidad del quemado adicional con las liberaciones previas de

ejemplos conocidos.

- Revise la configuración del quemado. Como ejemplos, una configuración de tipo

dentada puede indicar la vibración de una válvula de alivio de presión; una

configuración similar pero sobre un período de tiempo más largo puede indicar

una acumulación de líquidos ligeros o gas en un recipiente que se está liberando

al quemador a través de una válvula de control de presión.

- Recuerde que cuando se observan configuraciones inusuales de quemado, el

buen funcionamiento del medidor de quemado debe verificarse.

- Si los procedimientos anteriores no pueden señalar la fuente, es necesario

verificar las conexiones del cabezal del quemador. Esto se puede hacer de varias

formas: detección de la temperatura (de instrumento o manual) de la línea; análisis

de la vibración; estetoscopios.

- Reduzca el quemado usando las medidas apropiadas.

La reducción del quemado de referencia es lo más difícil de lograr debido a que

normalmente es causado por una multitud de pequeñas fugas/escapes. Individualmente,

probablemente exhiben las mismas tendencias que la categoría de fugas/escapes

menores pero el traslapo de configuraciones tiende a producir una indicación suave y

nivelada. Esto hace que el procedimiento anterior sea extremadamente difícil.

El problema se puede atacar de dos maneras. El proceso de verificar todas las conexiones

hacia el quemador se puede realizar y todas las fugas, etc., sin importar el tamaño, se

reparan. Las válvulas controladoras de presión y de purgado se deben chequear para

determinar si el montaje de la válvula es muy grande o si la acción de la válvula es

inapropiada (por ejemplo, la válvula se abre prematuramente). Las líneas de ventilación del

analizador y del sello del compresor se pueden conectar a los recipientes de proceso. Las

válvulas de alivio de presión deben estar equipadas con discos de ruptura.



El segundo método es realizar un estudio de ingeniería de cada fuente de quemado.

Donde sea posible, las condiciones y procedimientos de operación deben ser modificados

para reducir las posibilidades de escape. Al mismo tiempo, la seguridad de la planta no se

debe poner en peligro.

La operación de las unidades se debe revisar para ver si la producción general de gas se

puede reducir. En estos casos, aspectos económicos y la calidad del producto deben ser

considerados. Esto puede conducir a operaciones de menor severidad, cambio de

catalizadores, aumento de presión, reducción de temperatura, etc. Una causa común que

induce a quemar es la pérdida de capacidad de enfriamiento durante el verano.

Obviamente, cualquier cambio en la operación debe ser un balance viable de mejoras

ambientales, aspectos económicos y calidad del producto.

Si una fuente del quemado de referencia es el exceso de la producción de gas, éste se

puede enviar al suministro de gas combustible, suponiendo que algún otro combustible se

puede retirar. Las opciones lógicas serían los combustibles líquidos (se pueden usar en

las cargas de alimentación de un proceso de conversión, o se pueden vender a otras

plantas) o los combustibles comprados. La primera opción reduciría las emisiones de

bióxido de carbono, óxidos de nitrógeno y óxidos de azufre: la segunda reduciría el costo

global de energía de la refinería.

El programa de control descrito puede reducir las pérdidas de quemas hasta un 30-50 %.

Sin embargo, para que tenga efectividad, debe tener el apoyo completo de los altos

directivos de la refinería. Las órdenes de trabajo para reparar equipo en mal

funcionamiento deben recibir una alta prioridad.

Se recomienda que se forme un equipo de trabajo para manejar este proyecto. Se debe

reunir regularmente con los ejecutivos. Todas las órdenes de trabajo y los proyectos

deben documentarse e informes sobre la situación deben distribuirse en estas reuniones.

En áreas donde el trabajo no se ha realizado o completado, las prioridades se deben

revisar.



6.2.6 Un Programa de Control de Quemado - Instalaciones

Para mantener la seguridad de la planta y eliminar problemas operacionales, el personal

de operación necesita identificar inmediatamente la fuente del quemado. Esto en

ocasiones es difícil por la multitud de unidades conectadas al cabezal del quemador.

Una cámara de filmación se debe instalar y enfocar a la punta del quemador y la imagen

se debe transmitir al cuarto de control. Si esto no es posible o deseado, el quemador debe

ser directamente visible desde el cuarto de control.

Las refinerías pueden instalar sensores de flujo en las líneas de quemado de unidades

críticas. Idealmente, medidores precisos de flujo, en la línea de quemado, se pueden usar

pero lo más probable es que aspectos económicos dicten lo contrario. Una alternativa,

pero aún muy costosa, sería el usar un medidor del tipo de termistor, pero sin dispositivos

de corrección de densidad, presión y temperatura. Mediante el uso de condiciones

promedio, sólo una estimación aproximada del flujo es posible. Aún así, esto indicaría la

fuente del quemado y su duración. Con suficientes lecturas diarias, este arreglo permitiría

que el quemado de referencia de cada unidad sea estimado. La suma de las lecturas

también proporcionaría una verificación aproximada del medidor sobre el cabezal mismo.

Interruptores térmicos y otro tipo de solenoides de flujo indicarán la fuente de quemado y

que la magnitud está por encima del punto establecido del interruptor. En este caso los

costos son considerablemente menores.

El quemado generado por ciertas unidades que exceden una cierta magnitud deben

activar alarmas en el cuarto de control. Puede también ser de provecho la instalación de

alarmas en las unidades mismas. Debido al nivel general de ruido dentro de las unidades,

una alarma que emite luz puede ser más útil que una alarma de sonido.

El gas del quemador se puede recuperar y reciclar al sistema de gas combustible o se

puede quemar en un cogenerador para proporcionar fuerza eléctrica. Estas opciones son

caras de instalar pero los ahorros en los costos de energía pueden ser substanciales. Una

evaluación económica de un proyecto de éste tipo se debe realizar.



El artículo, "Flare-Gas System Can Be Designed to Recover a Profit for Plant", por D.

Livingtone (Oil & Gas Journal, Abril 28, 1980), proporciona un ejemplo de un proyecto de

recuperación.

Durante el diseño de un sistema de esta clase los siguiente puntos deben considerarse:

- La cantidad de gas que puede ser recuperada es esencialmente el quemado de

referencia. El quemado incidental es por lo general muy irregular y de tal magnitud

que un compresor no puede manejar la amplia variedad de flujos.

- Debe existir la necesidad del gas combustible que se va a recuperar. Algunas

veces el momento en que la configuración de la flama ocurre no coincide con el

momento en que se necesita el combustible.

- Los compresores pueden ser reciprocantes, aunque el uso de compresores de

tornillo sin fin va en aumento. Reemplazos de piezas críticas del equipo deben

mantenerse en el inventario - si la compañía tiene más de una instalación tal o

compresor, un almacén central de repuestos puede ser apropiado - para que el

tiempo sin operaciones por motivo de reparaciones sea minimizado.

- La instalación del equipo bajo ningún motivo debe afectar la verdadera función del

sistema de quemado - el alivio de presión seguro dentro de las unidades de

operación. Un flujo de gas en exceso de la capacidad del compresor debe fluir sin

restricciones hacia el quemador.

- Se deben tomar precauciones para prevenir el ingreso de oxígeno al sistema de

quemado. Un analizador y alarma/acción de oxígeno debe ser instalado en el

sistema de recuperación.

- Cantidades significantes de hidrógeno en el gas de quemado causarán altas

temperaturas de compresión que pueden afectar al compresor. Esto se puede

evitar mediante la inyección de gas natural en la succión para incrementar el peso

molecular del gas.

- Se requieren instalaciones para remover compuestos corrosivos o erosivos del

gas de quemado. Esto involucraría cilindros de eliminación, lavadores de gas,

metalurgia apropiada, etc.

La cogeneración es un proceso mediante el cual en una turbina se quema gas para

producir electricidad y los gases de combustión pasan a través de un generador de vapor



que produce vapor para uso de la planta o como alimentación de una turbina de vapor

para generar fuerza eléctrica. La Figura 2 muestra un proyecto de cogeneración instalado

en una refinería.

La electricidad generada se puede usar en el sitio o transferir a las redes de servicio

eléctrico local.

Medidas de control apropiado para reducir las emisiones de óxido de nitrógeno, monóxido

de carbono, etc., también se tendrán que instalar. Véanse las secciones posteriores para

mayor información sobre tecnologías de reducción.

Las precauciones que se aplican a la instalación de un proyecto de recuperación de gas

de quemado también se aplican al caso de las instalaciones de cogeneración. La

integridad del sistema de quemado no debe afectarse y las instalaciones de cogeneración

se deben proteger de los elementos corrosivos y erosivos del gas de quemado.

Una tendencia común es considerar instalaciones de recuperación de gas de quemado

como el programa de control de quemado. La instalación de equipo de recuperación

no debe conducir a una reducción del programa de control operacional descrito en

la sección anterior. Estas instalaciones no pueden manejar todo el gas que fluye hacia el

cabezal del quemador, ni tampoco funcionarán todo el tiempo. Por lo tanto, es mejor

instituir medidas para en primer lugar reducir la cantidad que fluye al quemador que

confiar en un sistema para capturar el gas después del hecho.



6.3 Otros Gases de Invernadero

Desde el punto de vista de la refinería los gases de invernadero más importantes después

del bióxido de carbono son el metano y los hidrocarburos halogenados.

6.3.1 Metano

Cuando se compara con la parte inicial de la industria (producción de aceite crudo) las

refinerías emiten menos metano.

Las fuentes principales de emisión de metano dentro de una refinería son las emisiones

fugaces. Otras posibles fuentes son el tratamiento de agua residual y, si es aplicable, los

sitios de confinamiento. Cantidades menores de metano pueden ser emitidas como un

resultado de evaporación de los tanques de almacenaje y la combustión incompleta

durante el quemado.

Un programa de emisiones fugaces se recomienda en la sección 9.1. La intención

principal es reducir la concentración de carbones orgánicos volátiles, puesto que son

tóxicos y precursores de ozono. El mismo programa ataca el problema de emisiones de

metano.

Similarmente, se han hecho recomendaciones para reducir las pérdidas de evaporación

de los tanques de almacenaje. El metano se puede encontrar en el espacio de vapor de

los tanques de aceite crudo y asfalto. Véase la sección 9.3. La instalación de medidas de

control para las pérdidas por evaporación como lo son los techos flotantes internos,

canastos de carbón activado, etc. substancialmente reducen las emisiones de esta fuente.

El metano es un componente del gas de quemador. Estudios han demostrado que, con

una configuración estable de la flama, la eficiencia de destrucción del quemado es 98 % o

mayor. Un programa para reducir las pérdidas por quemado se describe en la sección

anterior.

Las emisiones de la superficie de los tratadores de agua residual y de los confinamientos

se deben analizar para determinar si están presentes emisiones de metano. Los pasos a

seguir para mejorar la operación de un tratador de agua residual y el diseño de las



instalaciones de recolección de vapor en un sitio de confinamiento cubierto se describen

en la "Guía Para el Manejo de Residuos Líquidos de Refinerías de Petróleo".

6.3.2 Hidrocarburos Halogenados

Los compuestos halogenados o halons se usan como extinguidores de fuegos eléctricos.

Debido a que agotan el ozono, su uso está siendo severamente restringido a raíz del

Protocolo de Montreal de 1987. Algunas jurisdicciones se han adelantado al protocolo y

han prohibido la fabricación de halons; limitado importaciones y exportaciones; y han

prohibido los extinguidores portátiles de incendios de halon 1211.

Los CFC se usan como refrigerantes.

Otro gas de invernadero clorinado encontrado en las refinerías es el tetracloruro de

carbono. Se usa en algunas unidades de procesos catalíticos y quizá todavía en algunos

casos como fuente de cloruros en los reformadores catalíticos. Posee un riesgo contra la

salud, mientras que los CFC y halons no.

La refinería debe hacer un inventario completo de todos los halons, CFC y todo el

tetracloruro de carbón. También se deben registrar las compras y el consumo con objeto

de determinar las emisiones. Un estudio concluyó que el 30 % de la producción anual de

halons se perdió a la atmósfera como un resultado de pruebas de equipo, mantenimiento,

y descargas erróneas.

Se debe asegurar que todas las emisiones fugaces y fugas, derrames, etc. sean

minimizadas o corregidas lo más pronto posible.

Las descargas controladas a la atmósfera (como es el caso de pruebas de sistemas

extinguidores de fuego con halon) deben prohibirse. Estas descargas deben regresarse

en ductos a la fuente o se deben capturar.

Cuando se están extrayendo CFC o halons de cierto equipo, captúrelos para uso futuro o

eliminación. Recientemente, una trampa portátil, usando cedazos moleculares, se

desarrolló.



Investigue la posibilidad de intercambiar CFC y halons por productos substitutos que no

consuman ozono o, como una alternativa secundaria y menos atractiva, que sean menos

dañinos. Como ejemplos, el helio puede reemplazar CFC en los serpentines de

refrigeración; los HFC y HCFC son sustitutos que son menos dañinos a la capa de ozono,

aunque también son gases de invernadero. (Los HFC no tienen cloro - un causante mayor

de agotamiento de ozono - mientras que los HCFC contienen un componente de

hidrógeno que permite la eliminación del cloro en la atmósfera inferior antes de que

alcance la capa de ozono).

Si no se dispone de sustitutos más seguros, recicle los hidrocarburos halogenados y el

tetracloruro de carbón. Investigue formas de reducir el uso general a través de

tecnologías limpias u optimización del proceso.

Los CFC, halons y el tetracloruro de carbón deben ser destruidos sólo en instalaciones de

tratamiento de residuo acreditadas para manejar esas substancias. La combustión

impropia puede producir compuestos tales como las dioxinas.



7.0 OZONO DE LAS CAPAS INFERIORES

El ozono de las capas inferiores (ozono troposférico, smog) constituye un problema

enorme. Con la excepción de varios casos muy pequeños, el ozono no se emite. Es un

contaminante secundario formado mediante la reacción fotoquímica entre los óxidos de

nitrógeno (NOx) y los carbones orgánicos volátiles (COV) en la presencia de la luz solar.

El problema es más pronunciado en clima caliente.

El ozono ha sido asociado con una pérdida severa y persistente de funcionamiento

pulmonar; síntomas de náusea, toz y dolor de pecho; susceptibilidad mayor a infección

pulmonar; daño estructural pulmonar. Ataques asmáticos pueden estar relacionados con

el ozono. El ejercicio intenso fue identificado como un factor.

Estudios han demostrado que la concentración de ozono de 25 ppb posee riesgos

moderados de lesiones pulmonares en niños, con riesgos altos a 50 ppb. Una porción

significante de la población parece ser afectada a niveles arriba de 100 ppb.

El daño de cosechas ocurre en áreas de ozono alto. Los síntomas son el obscurecimiento

de las hojas y pérdidas en rendimiento. Estudios han demostrado que éstas pueden ser

de hasta 10 %. Arboles ornamentales son afectados en forma similar. El impacto en

bosques no se conoce hasta el momento, pero se sospechan ritmos menores de

crecimiento, aumento en la mortalidad, menor calidad en la madera y un aumento en la

susceptibilidad a daños y enfermedades por insectos.

Una concentración de ozono máxima en una hora de 80 ppb se recomienda para proteger

los humanos y la vegetación. Ciertas pruebas han demostrado que esta concentración de

una hora es aproximadamente equivalente a un nivel promedio de estación de 32 ppb.

Los intentos iniciales en algunas jurisdicciones para reducir los niveles de ozono se

concentraron en la reducción de carbones orgánicos volátiles, siendo un beneficio

secundario la reducción simultánea de los compuestos tóxicos en el aire. Sin embargo,

los resultados fueron desalentadores. Después de amplios estudios realizados por

agencias ambientales del gobierno, universidades e industria un número de conclusiones

se han alcanzado:



- La formación del ozono es una relación compleja no lineal que involucra muchos

compuestos orgánicos. El ozono y sus precursores pueden viajar distancias

grandes en corrientes de aire y existen indicaciones que los flujos involucran

transferencias con los gases en la estratósfera.

- Los ritmos estimados de emisión de muchos de estos compuestos son erróneos -

casi siempre son subestimados.

- El efecto de emisiones de hidrocarburos de fuentes biogénicas es muy

significante y debe ser considerado en cualquier estudio.

- El clima es un factor importante y se requiere un mejor modelamiento del mismo.

Las configuraciones de las corrientes de aire deben ser consideradas puesto que

el ozono y sus precursores pueden acarrearse distancias grandes, en algunos

casos de cientos de kilómetros.

- Se dispone de un número de modelos, pero los resultados obtenidos no siempre

son consistentes. La interacción de modelos urbanos y rurales debe ser

considerada. Para una descripción de varios tipos de modelos, y problemas

asociados con su uso, se recomienda el reporte "Modelling Workshop of the

Multistakeholder Advisory Committee NOx/VOC Consultations", por B. Weisman,

Diciembre 1989.

Cuando las jurisdicciones están considerando el establecimiento de una estrategia para

reducir los niveles de ozono, el programa debe ser correcto en primera instancia o lo

suficientemente flexible para adaptar situaciones de cambio a medida de que el

conocimiento del proceso crece. Tres puntos en cualquier estrategia de abatimiento son:

- La cuestión de si la formación de ozono en una región particular es controlada por

la concentración de NOx o COV debe determinarse de caso a caso.

- La mejor estrategia para la mayoría de las regiones parece ser el controlar las

emisiones de NOx. En algunos casos la adición de controles COV puede ser

necesaria.

- Las reducciones requeridas en las emisiones de NOx y COV con objeto de cumplir

con las normas de ozono, requerirá cambios substanciales en las prácticas

actuales.



7.1 Participación de la Refinería

Debido al posible movimiento de largo alcance de los precursores, cualquier estrategia

efectiva de abatimiento de ozono debe ser regional, o aún nacional e internacional, en

alcance. Obviamente, las acciones tomadas por una refinería serán solamente una parte

contribuyente en la solución.

Se recomienda que las refinerías adopten medidas para reducir las emisiones de los

óxidos de nitrógeno y de los hidrocarburos volátiles. En cualquier instancia, estos

compuestos son amenazas para el ambiente y la salud. Los métodos de control se

discuten en los siguientes dos capítulos.

El ozono algunas veces es usado como biocida en las torres de enfriamiento y como un

oxidante para la destrucción de fenol en los tratadores de agua residual. Es producido con

el paso de aire seco a través de un campo eléctrico.

La refinería regularmente debe inspeccionar las instalaciones generadoras de ozono y de

transferencia para asegurar la carencia de fugas.

La refinería debe instituir programas de vigilancia para asegurar que la estimación de las

emisiones de precursores se lo más exacta posible.

El hidrocarburo volátil reacciona con los radicales de hidroxilo durante el día y los

radicales libres oxidan al óxido nítrico en dióxido de nitrógeno, el cual conduce a la

formación de ozono. (Durante la noche los COV reaccionan con ozono y nitratos). El ritmo

de reacción, o reactividad, con el radical OH determina la abilidad del hidrocarburo para

formar ozono. La Tabla 4 presenta las reactividades de varias de las especies más

comunes de hidrocarburos. La Tabla 5 presenta los sumideros químicos de una lista de

compuestos químicos, además de su tiempo de vida en la atmósfera. Las substancias

más reactivas (Clase II) tienen vidas muy cortas y son los principales contribuyentes de

los índices máximos de ozono local. Las substancias de Clase I tienen vidas mucho más

largas y por lo tanto contribuyen a descender los niveles de ozono.



La refinería debe intentar identificar las emisiones individuales de hidrocarburos. Este

proceso se conoce como evolución. Las substancias que juegan un papel importante en

la formación de ozono deben recibir mayor prioridad para reducirse o eliminarse. En la

mayoría de los casos, las medidas del control de hidrocarburos descritas en la sección 9.0

serán adecuadas.

TABLA 4 REACTIVIDADES DE LOS COV PARA FORMAR OZONO

Categoría EspeciesRepresentativas

CoeficienteReactividad

Representativo(103 ppm-1min-1)

Fracción Típicade Muestra

Aire AmbienteUrbano*

1. Alcanos (Parafinas) EtanoButano2,3-Dimetilbutanon-Hexano

0.43.89.28.3

40-70%

2. Alquenos (Olefinas) Etilenocis-2-ButenoIsoprenoa-pineno

12.646.514.978.7

5-12%

3. Aromáticos Benceno

m-XilenoEtilbenceno1,2,4-Trimetilbenceno

1.936.311.163.3

20-40%

4. Aldehídos & Quetonas (Carbonilos)

FormaldehídoAcetaldehído

13.323.7

1-5%

* Excluyendo Metano



TABLA 5 SUMIDEROS Y VIDAS QUIMICAS DE LOS COV PARA FORMAR OZONO

Clase Especies SumiderosVida Química

(horas)

día noche

I Propano OH 95 >a

C4-5-alcanos OH, NO3 44 >

C6-8-alcanos OH 110 >

C4-5-alquilnitratos OH, NO3 18 >

C6-8-alquilnitratos OH 27 >

Benceno OH 90 >

Tolueno OH 17 >

Etileno OH, O3 12 >

II Propeno OH, 03, NO3 3.6 82

Buteno OH, 03, NO3 0.7 1.6

Xileno OH 4.5 >

Isopreno OH, O3, NO3 1.2 1.1

III Formaldehído OH, NO3, hv 4.6 >

Acetaldehído OH, NO3, hv 6.2 250

C3-5-aldehídos OH, NO3, hv 4.8 250

Metiletilquetona OH, NO3, hv 68 >

Fenol OH, NO3 3.8 0.2

Cresoles OH, NO3 25 0.03

Dimetilfenol OH 1.5 >

Dicarbonilos no sat. OH 3.6 >

Aldehídos aromáticos OH 9.0 >

Metilvinilquetona OH, O3, NO3 5.8 5.8

Metacroleina OH, O3, NO3 10.2 35

Hidroxiacetaldehído OH, NO3, hv 6.7 660

Metilglioxal OH, hv 1.9 >

Glioxal OH, hv 3.9 >

Glicolaldehído OH, hv 6.2 >

Peróxidos Orgánicos OH, hv 9.8 >

IV Etano OH 440 >

Acetona OH, hv 220 >

Metanol OH 110 >

Etanol OH 31 >

Acido Fórmico OH 330 >

Acido Acético OH 180 >

T = 290K OH= 2.6 x 106 moléculas cm3

NO3 = 8.1 x 108 moléculas cm3 O3 = 50 ppb

a = mas de 1,000 horas



8.0 OXIDOS DE NITROGENOLos óxidos de nitrógeno se forman cuando se queman substancias. Los compuestos de

nitrógeno en el combustible y nitrógeno del aire de combustión son las fuentes. Algunas

veces se les menciona como NOx combustible y NOx térmico, respectivamente.

El papel de los óxidos de nitrógeno como precursores de la formación de ozono ha sido

descrito en la sección previa. El NOx, por sí mismo, causa problemas ambientales y de

salud.

El óxido nítrico (NO) es un gas incoloro, inodoro, no tóxico. Es el producto primario de

combustión, pero oxida fácilmente para formar dióxido de nitrógeno.

El dióxido de nitrógeno (NO2) es un gas rojizo-café, acre. Se sospecha que la exposición

crónica puede conducir a enfisema (esto se ha demostrado en animales, pero no hay

evidencia clara de que ocurre en los humanos). Algunas personas asmáticas son

altamente sensibles, especialmente cuando realizan ejercicios. Otros efectos respiratorios

son la pérdida de funcionamiento pulmonar, aumento en las infecciones respiratorias, tos

e irritación de la garganta. El dióxido de nitrógeno es también nocivo para las plantas -

daños a las hojas, reducción en el crecimiento, reducción en el rendimiento.

Puesto que los óxidos de nitrógeno pueden formar nitratos y ácido nítrico, son contribuyentes

de la lluvia ácida (aproximadamente una tercera parte del total en Norteamérica).

El óxido nitroso (N2O), aunque presente en pequeñas cantidades, es un gas de

invernadero potente. Se estima que contribuye al calentamiento del globo en un 5 %.

Normalmente también es un consumidor del ozono estratosférico. Irónicamente, está, en

la actualidad, ayudando en la problemática con su interrupción en la destrucción

catalizada por cloro(de los clorofluorocarbonos) del ozono. Sin embargo, posee un tiempo

de residencia en la atmósfera de hasta 150 años. A medida que los compuestos de cloro

en la estratósfera disminuyen, el óxido nitroso será un consumidor importante de ozono.

El equipo de refinería que ha sido identificado como fuente importante de emisiones de

óxido de nitrógeno son los calentadores/calderas, regeneradores de la unidad de craqueo

catalítico de fluido (UCCF) y las calderas de servicio con combustible de carbón.



8.1 Tecnologías NOx

La generación de NOx combustible es una función del contenido de nitrógeno en la carga,

el aire en exceso y la distribución entre el aire de combustión primario y secundario. El

NOx térmico está gobernado por la disponibilidad de oxígeno, temperatura, presión y

tiempo de residencia. El diseño del equipo y las características del combustible determina

qué tipo de NOx prevalecerá. Por lo tanto, también determina qué factores se deben

controlar para reducir las emisiones de NOx.

En general, un combustible más ligero produce menos emisiones NOx, si las demás

variables permanecen iguales. Una excepción, sin embargo, son los combustibles ricos

en hidrógeno. Altas concentraciones de hidrógeno generan temperaturas de flama

mayores.

Las emisiones de óxido de nitrógeno están típicamente controladas en la fuente de

combustión - el quemador - o a la salida del calentador - el gas de combustión. En teoría,

la tercera opción sería desnitrogenizar el combustible. Sería extremadamente caro ya que

requeriría un hidrotratamiento severo de residuo. Además, sólo el NOx combustible se

reduciría mediante esta opción.

Las tecnologías de combustión incluyen los quemadores de bajo NOx, combustión de aire

en etapas y la recirculación de gas de combustión. Los tratamientos del gas de

combustión que se están popularizando son la reducción sin catalizadores selectiva y la

reducción catalítica selectiva (RSCS y RCS, respectivamente).

Esta sección describe cada uno de éstos procesos en términos generales y proporciona

ejemplos de los procesos catalíticos. Las tecnologías en desarrollo también son

mencionadas.

Los quemadores de bajo NOx ayudan a reducir el NOx combustible y térmico mediante

la disminución de las temperaturas de la flama y las concentraciones de oxígeno. Los

quemadores de bajo aire en exceso están diseñados para operar a 0.5-1.5 % de oxígeno

en exceso. Pueden alcanzar 10-25 % en la reducción de NOx y mejorar las eficiencias de

combustión. Sin embargo, son más efectivos en calentadores con quemador sencillo,



puesto que el control de aire es más difícil en unidades de quemador múltiple. No son tan

efectivos si el aire de combustión se suministra mediante tiro natural. La operación a

estas bajas concentraciones de oxígeno en exceso puede generar un aumento en las

emisiones de monóxido de carbono. Algunas pruebas han mostrado que a un oxígeno en

exceso de 4 %, los niveles de monóxido de carbono fueron esencialmente cero: a 2 % de

oxígeno en exceso, 40 ppmv.

La inyección de vapor con el combustible ayuda a reducir NOx. Cierto grado de

enfriamiento de la flama es obtenido, pero el impacto principal parece ser que el vapor se

disocia en oxígeno e hidrógeno, por consecuencia aumentando la concentración de

agentes de reducción. Esta técnica se usa frecuentemente con las turbinas movidas por

gas.

Los quemadores de aire en etapas inyectan todo el combustible en la boquilla menos una

cantidad subestoquiométrica de aire primario de combustión. El combustible se quema

parcialmente y el nitrógeno forma amoníaco, ácido cianhídrico y óxido de nitrógeno, que

subsecuentemente se reducen a nitrógeno elemental. La temperatura máxima de la flama

es menor debido a la combustión incompleta y el retromezclado de los productos de

combustión en el quemador reduce aún más la temperatura y la concentración de

oxígeno. El aire secundario se agrega para terminar la combustión. Estas unidades no

son caras y se usan con frecuencia en calentadores e incineradores. Eficiencias en la

reducción de NOx de 40-65 % se han obtenido. La principal desventaja de este tipo de

quemador es que las flamas son más largas y amplias que las de los quemadores

convencionales. Esto puede producir choques de flama y esfuerzos térmicos.

Los quemadores de combustible en etapas utilizan el principio contrario. Todo el aire se

inyecta en el quemador, pero sólo una porción del combustible. La combustión es

reducida, conduciendo a temperaturas bajas y bajos NOx térmicos. El combustible

restante se inyecta en la zona secundaria. Ahí, los productos de la combustión incompleta

(zona primaria) disminuyen la temperatura máxima de la flama. Además, la concentración

de oxígeno se reduce en ese punto. Los quemadores de combustible en etapas

proporcionan mejor reducción NOx que los de aire en etapas (hasta 50-70 % versus 40-

65 %) y la flama es mas corta.



Los costos de los cambios dependen de la cantidad de modificaciones requeridas, por

ejemplo quemadores, refractario, controles adicionales, etc.

Los siguientes artículos proporcionan una explicación amplia del efecto del diseño del

quemador sobre las emisiones de óxido de nitrógeno:

- Burner Design Parameters for Flue Gas NOx Control, por R. Martin de Johb Zink

Company, sin fecha.

- Combustion and Industrial Burner Application and Design, distribuído por John

Zink Company, sin autor y sin fecha.

La combustión de aire en etapas utiliza el mismo principio que el quemador de aire en

etapas, con la excepción de que el aire secundario es inyectado en la cámara de

combustión. Por lo tanto, los quemadores operan en una región rica en combustible y la

cámara de combustión en una región pobre en combustible. Esto se puede lograr

mediante la instalación de orificios de inyección de aire arriba de la línea superior de

quemadores para operar (aire sobrefuego); usando la fila superior de quemadores como

orificios de inyección de aire (es decir, sin combustible); seleccionando a algunos

quemadores para operar ricos en aire y otros ricos en combustible (combustión

preferencial).

Reducciones de 60-70 % del NOx se pueden obtener en unidades que queman gas, 40-

50 % en servicios que queman carbón o aceite. Las dimensiones de la cámara de

combustión y/o el número de quemadores pueden hacer que los costos de las

renovaciones sean muy altos.

La recirculación de gas combustible implica que se recircule una parte del gas de

combustión de nueva cuenta a la garganta del quemador. Estos disminuye la temperatura

máxima de la flama. Si la cantidad recirculada aumenta la producción de NOx disminuye.

Sin embargo, la estabilidad de la flama y el rendimiento térmico también disminuye. Los

ritmos de recirculación se limitan a 15 % para unidades quemadoras de gas y 10-12 %

para las que queman aceite destilado. Es una técnica bastante efectiva para reducir NOx

térmico (hasta 70-80 %), por lo que generalmente se instala en unidades de combustible

de gas o de aceite destilado. Las unidades quemadoras de carbón o aceite combustible



pesado tienden a generar NOx combustible y la recirculación de gas de combustión sólo

logra mejoras limitadas en la reducción total de NOx (hasta un 10 %).

Los costos capitales y de operación para esta tecnología pueden ser bastante altos,

especialmente para renovaciones. El calentador debe usar aire de tiro forzado. Otros

factores por considerar son ductos adicionales, ventiladores, instrumentación y la

disposición de espacio.

La reducción selectiva sin catalizadores utiliza amoníaco o un reactivo de urea para

combinarse con el NOx y formar una sal intermedia de amonio, que se descompone en

nitrógeno elemental y agua. La inyección ocurre en la cámara de combustión o en el

ducto del gas de combustión. Se requieren altas temperaturas óptimas: 870-950 C para el

amoniaco; 540-1040 C para la urea. (Note que el proceso DeNOx de la Exxo puede

operar a temperaturas mayores). A temperaturas mayores el amoniaco/urea reacciona

preferencialmente con el oxígeno para formar óxido nítrico. A temperaturas menores el

ritmo de reacción disminuye y altas cantidades de amoniaco se escapan por la chimenea.

El sulfato y bisulfato de amonio se forman cuando el amoniaco reacciona con el trióxido

de azufre. El bisulfato se puede incrustar y corroer el equipo de recuperación de calor

corriente abajo. Cualquier cloruro en el combustible reacciona con el amoniaco para

formar cloruro de amonio, que origina un penacho visible de gas de combustión.

Día a día se realizan más estudios de investigación sobre la eficiencia de la inyección de

urea puesto que es menos riesgoso su manejo cuando se compara con el del amoniaco.

Un proceso de dos etapas que usa urea en el primero y metanol en el segundo esta en

estudio.

Cuando se compara con los controles antes mencionados, la reducción selectiva sin

catalizador es considerablemente más cara.

La reducción selectiva catalítica utiliza el mismo principio, con un catalizador para que

disminuya las temperaturas a los niveles requeridos. Las temperaturas de operación

dependen de los catalizadores seleccionados pero son del orden de 200-500 C. Arriba de

la temperatura óptima, el amoniaco se oxida para formar NOx, nitrato de amonio o nitrito



de amonio. El catalizador frecuentemente se coloca corriente arriba del economizador.

Los catalizadores son fabricados en forma de pelotillas, alveolos, anillos y platos de arista

paralela. Las composiciones varían desde zeolitas y compuestos cerámicos hasta óxidos

metálicos (titanio, vanadio y platino). Los catalizadores de óxido de titanio y zeolíticos

resisten los efectos venenosos del dióxido de azufre. Sin embargo, el ácido hidroclórico,

los metales alcalinos y el arsénico pueden dañar al catalizador.

Las partículas se pueden eliminar mediante el soplado del hollín o el lavado con agua. En

los servicios con cantidades grandes de polvos se prefieren arreglos de catalizadores de

flujo paralelo.

Los catalizadores alveolares tienden a presentar mayores caídas de presión que los

catalizadores de tipo de plato, pero su mayor área de superficie representa un volumen

menor, esto es útil si el espacio disponible es un problema.

La reducción selectiva catalítica es un método sumamente efectivo en la reducción de

NOx. Sin embargo, también es uno de los más caros. Los costos pueden variar

considerablemente y dependen del sitio. Los componentes principales de los costos

requeridos son los catalizadores y la instrumentación de control. Los costos de operación

son también altos.

La Figura 3 muestra ejemplos de la tecnología antes mencionadas. La Tabla 6 sumariza

las eficiencias, costos relativos y aplicaciones de éstas tecnologías.

La Alzeta Corporation (Santa Clara, California) ha producido un quemador que consiste

de una matriz porosa de fibras cerámicas sobre un apoyo de acero inoxidable. El gas de

combustión pasa hacia el interior y se difunde entre las fibras y se quema sobre la

superficie externa. Las temperaturas de la flama son de aproximadamente 980 C, en

lugar de las normales del orden de 1650 C. Instalado en una caldera de tubo de agua por

Zurn Industries (Erie, Pennsylvania), las emisiones NOx se redujeron a 9 ppm.

La Exxon Research and Engineering ha desarrollado el proceso térmico De-NOx. Este es

un proceso sin catalizador que implica la inyección de amoniaco para producir agua y



nitrógeno. (También reacciona para formar NOx y agua). Algo de amoniaco - llamado

desprendimiento - pasa sin reaccionar. Es posible mantener éste a menos de 10 ppm si

los inyectores se ubican apropiadamente para maximizar la mezcla de gas de

combustión. Las reacciones se realizan a un nivel de temperatura de 870-1200 C.

Mediante la inyección de hidrógeno con el amoniaco la reacción puede llevarse a cabo a

temperaturas menores que 700 C. Los resultados obtenidos en un número de

calentadores e incineradores indican eficiencias de reducción de NOx de 50-85 %.

Los costos de instalación y operación se comparan favorablemente con aquéllos de otras

tecnologías de reducción de NOx. Los posibles problemas son el rango relativamente

estrecho de temperatura, tiempo de residencia mínimo y requerimientos de mezclado.

Aunque normalmente se usa amoniaco, algunas refinerías están evaluando la inyección

de urea, puesto que traería más flexibilidad y permitiría el uso de la tecnología en las

chimeneas del regenerador CCF y del calentador.

La Applied Utility Systems (Santa Ana, California) ha registrado un proceso que usa una

solución 5 % acuosa de urea con inyección en etapas múltiples para mejorar la extracción

de NOx y reducir la formación de productos secundarios. Las temperaturas de operación

son 980-1040 C. Pruebas a gran escala en calentadores de servicio mostraron una

reducción de 60 % en las emisiones de NOx.



Tabla 6

UNA COMPARACION DE TECNOLOGIAS DE REDUCCION DE NOx

Tecnología Eficiencia Costo Aplicación % Relativo

Reducción 50-90+ Alto Turbinas de gasSelectiva CalderasCatalítica Calentadores

Regeneradores UCCF

Reducción 30-80 Medio CalderasSelectiva CalentadoresNo Catalítica Calderas CO

Modificaciones10-50+ Medio Por lo menos unode Combustión a de estos puede

Recirculación Bajousarse en cualquiergas de combustión unidadCombustión etapasQuemadores bajo NOx



La compañía Mitsubishi ha estado muy activa en el campo de la reducción selectiva con

catalizadores. Ha desarrollado un catalizador cerámico alveolar (80 % óxido de titanio, mas

algo de trióxido de tungsteno y pentóxido de vanadio). La inyección de amoniaco es

controlada mediante la medición del "desprendimiento" de amoniaco, que se diseña a 5-10

ppm. Tanto el amoniaco anhidro como el acuoso se puede inyectar. Si se inyectan como

líquidos, debe haber suficiente espacio corriente arriba para la vaporización y el mezclado.

El oxígeno en exceso en el gas de combustión debe ser 1 % o más. El rango normal de

temperatura de operación es 320-400 C. Con combustibles bajos en azufre el rango se

puede ampliar a 205-415 C. Manteniendo la entrada a la cámara del catalizador arriba de la

temperatura que se requiere para que el trióxido de azufre forme bisulfato de amonio, se

evita que el catalizador se incruste. Además, el óxido de titanio tiende a reaccionar menos

con el trióxido de azufre que los catalizadores a base de alúmina iniciales.

El óxido de titanio promueve la conversión del dióxido de azufre en trióxido de azufre, el

cual a su vez conduce a la depositación de bisulfato de amonio. Esto puede ser

controlado mediante el uso de un catalizador modificado especialmente diseñado para

reducir la oxidación de dióxido de azufre en trióxido de azufre.

El catalizador puede ser instalado en módulos ya sea horizontalmente o verticalmente.

Para flujos con niveles altos de partículas, se usa un arreglo vertical. El espacio puede ser

un problema en caso de renovaciones. La caída de presión se controla mediante el ajuste

de la separación del alveolo y de la velocidad del gas. Las caídas de presión normales de

diseño son menores de 75 mm de columna de agua.

Entre los contaminantes del catalizador se encuentran el sodio, potasio y otros metales

alcalinos, calcio y arsénico. La sinterización del catalizador ocurre arriba de 415 C. (Note

que la compañía filial en EE. UU. de la Mitsubishi, Cormetech, establece el rango de

operación del catalizador como 200-450 C). Las partículas y los bisulfatos de amonio se

pueden remover con aire comprimido durante paros o con el soplado del hollín durante

operaciones normales. Los depósitos de bisulfato de amonio en equipo corriente abajo

pueden ser lavados con agua. La vida del catalizador es normalmente de 3-5 años para

combustiones con carbón y 5-10 años para combustiones con gas o aceite. El catalizador

puede ser reciclado para usarse en pigmentos de pinturas, etc.



Ciertas pruebas han demostrado que las corrientes con óxidos de azufre de hasta 3300

ppm y óxidos de nitrógeno de 130-180 ppm se pueden tratar. La eficiencia de extracción

de NOx fue normalmente alrededor de 80 % (a 3300 ppm de SOx, 57 %). El fabricante

afirma eficiencias de hasta 90 % y, si la vida del catalizador se reduce, 95 %. Los datos

presentados en la literatura mostraron eficiencias de extracción alrededor de 80-85 %

para unidades quemadoras de aceite o gas. Las unidades quemadoras de carbón

tuvieron eficiencia menores - 28-50 %. Las eficiencias de extracción de NOx en unidades

quemadoras de aceite no fueron afectadas por las altas concentraciones de SOx, de

hasta 1850 ppm. Un resultado de prueba mostró una extracción de NOx de 57 % durante

el tratamiento de un gas de combustión con 3300 ppm de SOx.

La Norton Chemical Process Products ha desarrollado una patente de catalizador a base

de zeolita para la reducción selectiva catalítica, que no es afectado por los componentes

de azufre y que opera a temperaturas arriba de 480 C. Se mencionan extracciones de

NOx mayores de 90 %.

El Gas/Spec Technology Group de la Dow Chemical (Houston, Texas) está llevando a

cabo un estudio piloto de un proceso de lavado húmedo para la extracción de NOx. Las

pruebas de campo en gases de combustión reales (112 ppm NO, 650 ppm SO2)

redujeron en un 80 % las emisiones.

La Universidad de Queensland (Australia) está estudiando un proceso que usa un

absorbente con mezcla de óxidos de sodio, cobalto y fierro. El óxido de sodio reacciona

con los óxidos de nitrógeno, los óxidos de cobalto y fierro aparentemente actúan como

catalizadores. Las altas temperaturas de operación de 400 C resultan efectivas. El

absorbente es completamente regenerable, mediante el uso de un proceso de calcinación

a 700 C.

El grupo Osaka Gas/Catalysts y Chemicals/Kobe Steel, del Japón, han desarrollado un

catalizador de hexa-aluminato substituido con manganeso que permanece activo por un

tiempo considerable a temperaturas de 1000-1300 C. Es por lo tanto más útil que los

catalizadores de metales preciosos actualmente usados en las turbinas de gas. En el

mismo servicio, Catalytica (Mountain View, California) está desarrollando un catalizador



de metal precioso que puede operar a 1300 C. Ciertas pruebas han indicado que

emisiones NOx bajas de 1 ppm se pueden lograr.

8.2 Calentadores y Calderas del Proceso

Se recomienda que todos los calentadores, calderas y las calderas que trabajan a base

de carbón, nuevos del proceso, cumplan con las siguiente especificaciones de emisiones

NOx:

Carbón 150 ng/J de aporte de calor

Aceite combustible pesado 110 ng/J

Aceite combustible ligero 50 ng/J

Gas 30 ng/J

Se recomienda que los calentadores y calderas existentes sean renovadas para cumplir

con las especificaciones de emisión dentro de un período de siete años.

El cambio de combustible por un aceite combustible pesado con objeto de cumplir con las

especificaciones de emisión no es recomendable. El cambio de combustible por un

combustible más pesado, por razones económicas, sólo debe permitirse en áreas que

cumplen consistentemente con las especificaciones del aire ambiente tanto del ozono

como la de los óxidos de nitrógeno.

Cierto mejoramiento en las emisiones Nox se puede lograr a través de una vigilancia

estricta de los procedimientos de combustión. Las mediciones del exceso de aire se

deben tomar frecuentemente en todos los calentadores (si no se vigila automáticamente)

y todos los calentadores deben ajustarse a excesos de aire lo más bajo posible, sin

causar inestabilidad en la flama o niveles elevados de emisiones de monóxido de

carbono.

Cuando se escoge una tecnología de reducción NOx es necesario considerar lo siguiente:

- ¿El combustible promueve la generación de NOx combustible o NOx térmico? Los

combustibles de gas y destilado favorecen la generación de NOx térmico, carbón y

aceite combustible pesado principalmente NOx combustible. La recirculación de

gas de combustión no afecta al NOx combustible. Los quemadores de bajo NOx



son muy efectivos para quemar gas. Para las plantas que queman aceite la

reducción selectiva parece ser necesaria.

- ¿El calentador tiene aire de combustión de tiro forzado o tiro natural? Los

quemadores de bajo NOx y la recirculación de gas de combustión requieren de

tiro forzado.

- ¿Qué espacio está disponible para renovaciones? Esto es de verdadera

importancia para el proceso de reducción selectiva catalítica, la recirculación de

gas de combustión y, a menor grado, la reducción selectiva sin catalizadores.

- ¿Varios calentadores pueden usar una tecnología común? La reducción selectiva

catalítica puede instalarse en un ducto común de gas de combustión. Es más

difícil con la reducción selectiva sin catalizadores debido al rango de temperatura

más estrecho, pero es aún posible.

- ¿Los perfiles existentes de temperatura de gas de combustión conducen

directamente a la instalación de tecnologías de reducción selectiva catalítica y no

catalítica? La presencia (o ausencia) de calentadores y economizadores de calor

residual del gas de combustión puede hacer más difícil la colocación de estas

tecnologías de reducción selectiva.

Un estudio a todo lo ancho de la industria de refinación petrolera de calentadores y

calderas demostró que ninguna de las tecnologías puede lograr las metas de emisión de

NOx en la mayoría de los casos. La efectividad de los costos de cada tecnología se

necesita determinar y, utilizando ésta como criterio de selección, no se agregan

tecnologías posteriores sino hasta que los objetivos de NOx sean superados.

8.3 Turbinas y Motores

Se recomienda que los motores nuevos de combustión estacionaria cumplan con un ritmo

de emisión NOx de 9 ppmv para equipo de gas o aceite combustible mediante la

instalación de tecnología avanzada de reducción NOx. Si esto resulta inapropiado para la

unidad en cuestión las siguientes especificaciones se deben cumplir:

Unidades de gas combustible 25 ppmv NOx

Unidades de aceite combustible 42 ppmv NOx



Se recomienda que los motores nuevos reciprocantes de compresión de gas combustible

cumplan con un ritmo de emisión de 6 g NOx/kW.

La reducción selectiva catalítica y la reducción selectiva no catalítica son tecnologías que

se pueden usar para controlar las emisiones NOx. Estas dos tecnologías operan

normalmente a condiciones mucho más frías que las temperaturas de 1300 C usadas en

las turbinas de gas. Por lo tanto, el equipo tendría que colocarse corriente abajo de un

enfriador de gas de combustión. Como se mencionó anteriormente, catalizadores que son

adecuados para estas temperaturas elevadas se están desarrollando.

8.4 Regeneradores CCF

Los regeneradores de la unidad de craqueo catalítico han sido identificados como la

fuente principal sin combustión de NOx dentro de una refinería.

Se recomienda que las refinerías instalen medidas de control que reduzcan las emisiones

NOx de los regeneradores UCCF por lo menos en un 50 %.

La reducción selectiva catalítica y no catalítica son posibles opciones. El tipo de tecnología

determina la ubicación de la unidad.

La reducción selectiva no catalítica resulta adecuada corriente abajo de un calentador CO.

Para unidades CCF que no están equipadas con calentadores CO, la urea sería un aditivo

superior al amoniaco por ofrecer un rango de operaciones de temperatura más adecuado.

(Las temperaturas óptimas para la inyección de amoniaco superan los límites

metalúrgicos de la mayoría de los regeneradores)

Las unidades de reducción selectiva catalítica se deben instalar corriente abajo de un

calentador de calor residual.

Los fabricantes de este tipo de equipo deben ser consultados respecto a los rangos

apropiados de temperatura y presión de sus procesos y catalizadores.



Ciertas pruebas han demostrado que los niveles de emisión NOx son afectados por el uso

de un promotor de la combustión CO. La regeneración sin fomento tiende a producir NO2,

en tanto que la combustión CO fomentada produce más NO. Algunas pruebas en una

unidad CCF mostraron una reducción grande en las emisiones NOx cuando pasaron del

método sin fomento a la combustión completa CO. (Note que no se registró dato alguno

para el método parcial). Las demás UCCF de la refinería misma mostraron un incremento

en NOx cuando se pasó a una combustión completa de una parcial. Esto fue atribuido a

que la fase diluida es más caliente y a concentraciones CO esencialmente cero en el

método de combustión CO completa. (El monóxido de carbono reacciona con el NO y

NO2 y forma nitrógeno u óxido nítrico más dióxido de carbono. Puesto que una

combustión CO completa produce niveles muy bajos de CO y muy altos de CO2, el

principio de Le Chatelier establece que la reacción será forzada en sentido inverso - para

producir NOx). Nótese que no hubo datos en relación al método sin fomento de

combustión de CO.



9.0 HIDROCARBUROS (COV, TOXICOS)

Además de ser uno de los precursores de la producción de ozono (véase la sección 7.0)

los hidrocarburos poseen otras amenazas. Varios, como el benceno, se sabe o sospecha

son cancerigenos. Otros han sido asociados con desórdenes en el sistema nervioso, por

ejemplo el hexano. Además, son una fuente de olores.

El término "carbonos orgánicos volátiles" (COV) se refiere a todos los hidrocarburos con

presiones de vapor reales mayores de 0.035 bars, pero con frecuencia se excluye al

metano. Esta sección de la guía no hace esta distinción. Todos los hidrocarburos en el

aire son considerados.

9.1 Emisiones Fugaces

Las emisiones fugaces son escapes descontrolados o intencionales de hidrocarburos.

Incluyen fugas a través de vástagos de válvula, bridas, sellos de bomba y compresor,

montajes, puntos de muestreo, válvulas de alivio de presión (que descargan a la

atmósfera), enfriadores de aire y torres de enfriamiento donde la fuga de hidrocarburos

hacia los intercambiadores es descargada a la atmósfera. La lista también incluye la

evaporación de depósitos de superficie y de las instalaciones para el tratamiento de agua

residual. Este documento, sin embargo, sólo considera las categorías iniciales - fugas del

equipo de proceso.

Cada pieza individual del equipo de proceso, también llamado componente, exuda a un

ritmo muy bajo. El problema resulta ser el número de componentes involucrados. Aún una

refinería simple tiene cientos, sino es que miles, de válvulas, bridas, sellos, etc. Si se

considera el total, las emisiones fugaces pueden acumular un número significante. Se ha

estimado que el 40-50 % de las emisiones de hidrocarburos de refinería son emisiones

fugaces del equipo de procesamiento. Estas fugas resultan de un mantenimiento pobre o

tardío, material impropio de empacamiento para las condiciones y el material involucrado,

y el uso y desgaste general del equipo.

Una amplia variedad de hidrocarburos volátiles se encuentra en las emisiones fugaces.

Véanse en la Tabla 7 algunas composiciones típicas.



Tabla 7ANALISIS TIPICOS DE FLUJOS DE EMISION DE HIDROCARBUROS FUGACES

A B C D EMetano, % peso 28.6 3.3 13.3 2.9Etano 5.8 1.2 5.6 4.1 1.7Propano 11.5 3.7 16.0 90.4 5.9Propeno 0.1 8.8 5.1n-Butano 18.3 8.1 23.2 14.3iso-Butano 7.4 0.8 10.0 0.4 4.5Buteno 1.2n-Pentano 7.7 11.1 7.6 12.0C5 Isómeros 7.8 6.6 8.6 10.1Hexano 3.4 11.0 4.6 11.9C6 Isómeros 1.6 5.5 1.0 12.2Ciclohexano 0.1 0.5Heptano 1.4 8.5C7 Isómeros 0.8 4.1 0.1C7 Cicloparafinas 0.2 1.1 16.9Octano 1.8 12.0C8 Isómeros 0.4 2.8C8 Cicloparafinas 0.1 5.2Nonano 0.6 3.9C9 Isómeros 0.5 3.1C9 Cicloparafinas 0.1 0.8n-Decano 0.8 5.1C10 Isómeros 0.3 1.9Benceno 0.1 0.5 2.4Tolueno 0.5 3.0Xileno Isómeros 0.2 1.3

A Tubería y bridas de válvulaEvaluación de ingeniería de datos de prueba

B Sellos de bomba - combinadosEvaluación de ingeniería de datos de prueba

C Sellos de compresorInformación basada en datos de estudios combinados, análisis GC/MS de muestra de ganchotomada en la fuga

D Válvulas de alivio - gas licuado de petróleoInformación basada en datos de estudios combinados, evaluación de ingeniería de datos deliteratura

E Drenajes cubiertos y fosas de separadorInformación basada en separadores API y pruebas de emisión de hidrocarburos de los drenajes deproceso de cinco diferentes refinerías



9.1.1 Programa Regulador Típico de las Emisiones Fugaces

Los gobiernos están aumentando la presión en la industria de refinación de petróleo para

reducir éstas pérdidas. Se ha estimado que el impacto de las emisiones fugaces es 10-40

veces mayor que el impacto resultante de una cantidad igual de emisiones de una

chimenea.

Muchas jurisdicciones han adoptado programas de control para las emisiones fugaces.

Aunque los detalles varían, la mayoría de los programas contienen estos elementos:

- La definición de una fuga como el valor límite de 10 000 ppmv de hidrocarburos,

analizado con el uso de un instrumento y sonda portátil en las áreas de posible

fuga de un componente.

Algunas jurisdicciones han considerado 10 000 ppmv como una fuga mayor y 1-10

000 como una fuga menor. Después de aproximadamente un año la definición de

fuga se reduce, las cantidades comúnmente consideradas son 1 000 y aún 500

ppmv. Las fugas de dispositivos de alivio de presión se definen algunas veces a

200 ppmv.

- Todos los componentes mayores se deben identificar físicamente mediante

etiquetas para los fines de inspección, reparación y/o reemplazamiento. Todos los

componentes menores se deben identificar en planos de tuberías de proceso.

- Inspeccione todos los componentes accesibles mayores por lo menos una vez

cada turno de 8 horas. Todos los componentes accesibles se deben inspeccionar

mensualmente, usando un instrumento de evaluación. Las válvulas de alivio de

presión que descargan se deben inspeccionar cada dos semanas.

- Los componentes que permiten fugas se deben reparar dentro de un tiempo

específico (en la mayoría de los casos 15 días), con el intento inicial de reparación

en los primeros 5 días. Algunas jurisdicciones requieren pruebas del componente

inmediatamente después de la reparación para asegurar que no hay fugas. Los

componentes que no se pueden reparar cuando la unidad está en producción, se

deben reparar en el siguiente paro. (Suponiendo que la mayor parte del beneficio

se deriva de una reparación rápida de cualquier fuga, se estima que un programa

de inspección del buen funcionamiento y mantenimiento puede reducir emisiones

fugaces en un 50-70 %).



- Después de una etapa de desarrollo de 2-3 años, durante la cual los programas

de detección de fugas y reparación se establecen y perfeccionan, la última fase

del programa regulador entra en efecto. En esta etapa la definición de una fuga es

500 ppmv. Un programa relacionado que vigile los resultados y la frecuencia es

instituido. La disminución del porcentaje de componentes fugándose, disminuye la

frecuencia en la inspección. En el mejor caso - menos de 0.5 % fugándose en 3

de los últimos 4 períodos de inspección - las inspecciones deben ser anuales.

En el peor caso - más de 2 % fugándose, durante dos períodos de vigilancia

consecutivos - la refinería debe realizar pruebas mensuales y si eso no lleva al

cumplimiento del criterio de frecuencia de fugas, la refinería debe iniciar un

Programa de Mejoramiento de la Calidad.

- El Programa de Mejoramiento de la Calidad es un procedimiento extremadamente

rígido que requiere que la refinería instituya estándares mínimos de diseño,

especificaciones de compras, pruebas de referencia, procedimientos de

mantenimiento y de auditoría y el reemplazamiento de 20 % de los componentes

afectados por año con tecnología de baja emisión.

9.1.2 Cooperación Industria-Agencia Reguladora

Con objeto de asegurar que la legislación nueva en ésta área sea realista, es altamente

recomendable que los refinadores trabajen con las agencias reguladoras apropiadas para

establecer los niveles de desempeño que se deben lograr dentro de un período

determinado. Las agencias necesitan tener conocimiento de la magnitud del problema y

las posibles soluciones para que el programa se cumpla, sea efectivo en materia de

costos y coloque la prioridad apropiada en el problema.

Los refinadores deben ayudar a las agencias a establecer un código de práctica que

describa los procedimientos de inspección, análisis y de información. Donde sea

necesario, estos procedimientos deben ser equivalentes con aquéllos que son aplicables

en otras industrias con el objeto de eliminar injusticias. También, se debe tener cuidado

cuando se usan datos de otras industrias. Por ejemplo, debido a la naturaleza de sus

productos, las plantas petroquímicas están mucho más estrechamente controladas (es

decir, menos emisiones fugaces) que las refinerías típicas.



Se recomienda que una refinería voluntariamente instituya un programa de control de

emisiones fugaces. Es un procedimiento que requiere de mucho personal,

particularmente al principio. La experiencia pasada en otras jurisdicciones ha demostrado

que el período de tiempo establecido por las agencias reguladoras para establecer tal

programa no permite que se desperdicio mucho tiempo.

La experiencia ha mostrado que la falta de datos de la planta hace más difícil el

establecimiento de guías efectivas.

Los beneficios de tal programa son el incremento en la seguridad de la planta, reducción

de riesgos a la salud por la exposición a compuestos químicos tóxicos y el valor que ya no

se pierde del producto.

9.1.3 Número de Componentes

El primer elemento de un programa de control es la determinación del número de

componentes. Esto se puede hacer de varias formas, dependiendo del grado deseado de

exactitud. Un conteo preciso de las bombas y los compresores se hace fácilmente de las

listas de equipo o los registros de mantenimiento, junto con los tipos de sellos usados.

Para obtener una estimación del número de válvulas, bridas, drenajes, etc., es difícil y

consume bastante tiempo. Aparte de la simple conjetura, el método menos exacto, pero

más rápido es determinar estos valores para unidades selectas dentro de la refinería y

multiplicarlos por los números de unidades. Una variación de éste método, algunas

asociaciones petroleras se reparten la carga del trabajo: varias refinerías hacen conteos

exactos para las unidades de crudo, otras para las UCCF, otras más para los

reformadores, y así. Con éste método factores promedio por componente se calculan.

El procedimiento más exacto es hacer un conteo de componente a componente para

cada unidad dentro de la refinería. Si se disponen, los planos de construcción - siempre y

cuando no sean obsoletos - se pueden usan.

Se recomienda que esta información se almacene en computador. Los componentes se

deben clasificar de acuerdo al tipo, fabricante, tamaño, y la metalurgia / temperatura /



presión de su servicio. Por ejemplo, las válvulas se deben clasificar de acuerdo al tipo

(compuerta, bola, macho, etc.), más detalles acerca del vástago de la válvula

(ascendente, fijo, etc.) y empacamiento. Un registro de la historia de mantenimiento se

debe guardar. Las composiciones típicas de vapor se deben registrar.

Con la creación de un banco electrónico de datos permite a la refinería vigilar qué tipos de

equipo son más adecuados para servicios específicos de refinería. Existen disponibles

programas de paquete para computador. Uno que parece ser bastante satisfactorio se

denomina POSSEE (Plant Organizational Software System for Emission from Equipment).

9.1.4 Factores de Emisión

La determinación de la cantidad de hidrocarburos que se escapan como emisiones

fugaces de un componente es un problema vigente. Obviamente, a medida que el

componente se gasta el ritmo aumenta. Esta sección no considera las pruebas de rutina.

Existe una variedad de factores que pueden usarse para estimar el ritmo de la pérdida

fugaz. Estos se discuten en orden ascendente de complejidad y exactitud teórica.

La selección del factor influencía la estimación final. Existe una opinión general de que

los números de emisión declarados en la actualidad son exagerados.

Un conjunto de factores frecuentemente vistos en la literatura son los valores ISOMQ

(Industria Sintética Orgánica de Manufacturación Química), originalmente desarrollados

en tres refinerías de petróleo. La industria petrolera en los Estados Unidos ha producido

otro conjunto análogo. Dependiendo del tipo de componente y del servicio de

hidrocarburo, los últimos factores varían de 20 % a 325 % de los ritmos ISOMQ

correspondientes. Un estudio de compuestos químicos específicos descubrió que la

medición directa da resultados una orden de magnitud menor que la de los valores

ISOMQ. Esto no se hace para implicar que un conjunto es más exacto que cualquier otro,

sino más bien para ilustrar la necesidad del uso de factores apropiados.

Los factores mencionados en el párrafo anterior están basados en una mezcla de

condiciones promedio para cada componente. Una cierta porción de los componentes se

considera que tienen fugas. Legislación inicial y la determinación de los factores



consideraron que 10 000 ppmv en el aire circundante, medido por un detector, constituye

una fuga. Suponiendo que el factor apropiado es escogido, las emisiones generales para

ese tipo de componente es el factor multiplicado por el número de componentes.

Una refinación del método es el uso de factores fuga/no fuga. Para éste método, y los

subsecuentes, es necesario tener datos de inspección para cada componente en la forma

de una lectura de detector de hidrocarburo. Los componentes de fuga (más de 10 000

ppmv medidas) reciben un factor mientras que los no fugaces reciben otro.

Un paso más es el uso de factores de emisión estratificada. En esta opción, la categoría

no fugaz se divide en dos subcategorías: 0-1000 ppmv y 1001-10 000 ppmv.

La Tabla 8 proporciona factores para estimar las emisiones fugaces. Estos son sólo

valores típicos. Existen algunos puntos débiles obvios que todavía no se han mencionado.

No se toma en cuenta el tamaño del equipo, las condiciones físicas (presión, temperatura,

material), la edad del componente. Además, los componentes sin fuga reciben un ritmo

de emisión definitivo, sin importar el hecho de que en muchos casos no emiten ningún

material, por ejemplo, una válvula de alivio equipada con discos de ruptura.

Se recomienda que los factores específicos de sitio se usen cuando se tengan

disponibles.



TABLA 8 FACTORES DE EMISIONES FUGACES PARA EQUIPO DE REFINERIAkg/h/fuente

Equipo Fluido Tipo Promedio No Fuga Fuga 0-1K ppmv 1K-10Kppmv

> 10K ppmv

Válvula Gas General 0.026761 0.002393 0.215835 0.000674 0.007832 0.215835Válvula Gas Comp'rta 0.026761 0.002393 0.215835 0.000674 0.007832 0.215835Válvula Gas Bola 0.000896 0.000080 0.007230 0.000022 0.000262 0.007230Válvula Gas Tapón SL 0.027698 0.002477 0.223390 0.000698 0.008106 0.223390Válvula Gas Globo 0.048305 0.004319 0.389583 0.001217 0.014138 0.389583Válvula Gas Mariposa 0.041882 0.003745 0.337783 0.001055 0.012258 0.337783

Válvula LíqLi General 0.010886 0.002651 0.130773 0.001953 0.014794 0.130773Válvula LíqLi Comp'rta 0.010886 0.002651 0.130773 0.001953 0.014794 0.130773Válvula LíqLi Bola 0.000364 0.000088 0.004380 0.000065 0.000495 0.004380Válvula LíqLi Tapón SL 0.011267 0.002744 0.135351 0.002022 0.015311 0.135351Válvula LíqLi Globo 0.019649 0.004786 0.236047 0.003526 0.026703 0.236047Válvula LíqLi Mariposa 0.017036 0.004150 0.204661 0.003057 0.023152 0.204661

Válvula LíqPes General 0.000231Válvula LíqPes Comp'rta 0.000231Válvula LíqPes Bola 0.000007Válvula LíqPes Tapón SL 0.000239Válvula LíqPes Globo 0.000417Válvula LíqPes Mariposa 0.000362

Válvula Gas Fin abie 0.002083Válvula LíqLi Fin abie 0.002083Válvula LíqPes Fin abie 0.002083

Bridas Gas 0.000254 0.000018 0.011642 0.000005 0.002723 0.011642Bridas LíqLi 0.000254Bridas LíqPes 0.000254

Bombas LíqLi SeS/Pck 0.112500 0.027322 0.995009 0.004553 0.076276 0.995009Bombas LíqLi DobSello 0.028333Bombas LíqPes SeS/Pck 0.025000 0.015764 0.453662 0.004458 0.108121 0.453662Bombas LíqPes DobSello 0.006250Bombas Recipr 0.006250

Compre. <50% H2 0.625000Compre. >50% H2 0.050000

Drenes LíqLi SinSello 0.031751Drenes LíqPes SinSello 0.031751

Va.Aliv Gas 0.163293Va.Aliv LíqLi 0.163293Va.Aliv LíqPes 0.163293

PMu'tra Gas 0.014968PMu'tra LíqLi 0.014968PMu'tra LíqPes 0.014968

Respira.. Proceso a Atmfra 0.079166



Se ha iniciado el trabajo para unir la lectura del detector de inspección con el ritmo de

descarga. Los valores son usados en una regresión lineal para obtener factores. En el

presente, sólo unos componentes/categorías de servicio se han estimado.

El método de estimación elemental es embolsar cada componente y recolectar muestras

de gas sobre un período específico. Este método consume demasiado tiempo y es

sumamente costoso y no se recomienda para las inspecciones de rutina. Se puede usar

en una población estadística significante de los componentes para derivar correlaciones

de ritmos de emisión específica de sitio con valores de selección.

Se recomienda que la refinería determine los factores apropiados para cada componente

individual, ya sean valores existentes o específicos de situación. En el caso de éstos

últimos, el trabajo debe compartirse entre las diversas refinerías en cada compañía y/o

entre las compañías dentro de la asociación. Se recomienda que se adopten

métodos/factores de cálculo consistentes.

La selección del método de estimación influencía el resultado final. Como un ejemplo de

esto, las emisiones fugaces de una refinería hipotética se calcularon usando los factores

promedio, los factores de emisión de fuga/no fuga/estratificada listados en al Tabla 8. El

porcentaje de componentes que caen dentro de los grupos 0-1000, 1001-10 000, > 10

000 ppmv fueron tomados de la Tabla 9 que se basa en estudios de refinería de selección

realizados en los Estados Unidos. En promedio, 8.5 % de todos los componentes se

encontraron con fugas. Una segunda columna, con un ritmo frecuencial de fugas de 2 %,

también se proporciona.

Frecuencia de fuga 8.5 % 2.0 %

Factores promedio 100 % 100 %

Fuga/no fuga 136 % 40 %

Emisiones estratificadas 141 % 51 %



TABLA 9 DISTRIBUCION TIPICA DE VALORES DE ANALISIS DE EMISIONES FUGACES

Tipo de

Equipo Servicio

Número

de

Plantas

Número de las Fuentes Analizadas

0-200 ppm 200-1K ppm 1K-10K ppm >10K ppm Total

Válvula Gas/Vapor 13 411 33 47 71 562

Válvula Líq. Ligero 13 596 70 142 104 912

Válvula Líq. Pesado 13 456 21 7 1 485

Válvula Hidrógeno 13 77 8 22 28 135

Línea F.A. Todos 13 100 7 12 10 129

SelloBomba Líq. Ligero 13 174 79 104 113 470

SelloBomba Líq. Pesado 13 229 24 28 11 292

Compresor Hidrocarburo 13 30 11 13 72 126

Compresor Hidrógeno 13 16 8 17 33 74

Bridas Todos 13 1973 29 17 11 2030

Drenes Todos 13 211 18 14 12 255

Va.Alivio Gas/Vapor 13 94 11 23 12 140

Total 4367 319 446 478

La tabla ilustra un punto muy importante. La frecuencia de componentes fugaces

disminuye a medida que el programa de control de emisiones fugaces progresa. Si un

método de cálculo simplificado, como el del uso de factores promedio de emisión, se usa,

la cantidad estimada de pérdidas puede ser considerablemente exagerada. Para

determinar los verdaderos beneficios del programa de control, se necesita usar un

procedimiento estimativo más exacto.

Las estimaciones de los contaminantes individuales se pueden determinar mediante la

multiplicación del ritmo de emisión por la composición. Se acarrea un error en éste

cálculo. Los factores de emisión presentes se basan en vapores totales orgánicos. Sin

embargo, las emisiones reales para vapores tóxicos específicos dependen del número de

parámetros físicos y químicos que no están en las ecuaciones existentes de los factores

de emisión presentes.



Para muchos de los componentes de emisión fugaz, las composiciones del vapor se

pueden suponer como idénticas de las composiciones promedio del flujo. Para casos

donde existen motivos para dudar esta suposición, y para casos donde tóxicos críticos

están presentes, como por ejemplo benceno, se recomienda que se tomen muestras

embolsadas y las composiciones específicas de la situación se determinen.

Esta preocupación sobre la composición del vapor está tomando más importancia en vista

de la tendencia normativa que exige no sólo estimaciones de los contaminantes totales

emitidos, sino también el número de compuestos químicos tóxicos específicos que día a

día aumentan.

9.1.5 Inspección (Evaluación)

Se dispone de un número de instrumentos para la inspección en la refinería. Obviamente,

deben ser portátiles y sólidos; se deben apegar a los códigos aplicables sobre incendios;

deben tener suficiente energía para que duren ocho o más horas sin que se les recargue

y deben ser precisos en un rango de 0 a más de 10 000 ppm.

Los detectores más comúnmente empleados usan ionización de flama (DIF) y foto

ionización (DFI). El detector de ionización de flama mide el contenido total de carbón del

vapor, pero no el CO2. Se debe instalar un filtro para extraer el vapor de agua y las

partículas. El instrumento tiene problemas para detectar alifáticos altamente halogenados

como lo son el cloroformo y el tetracloruro de carbono. No proporciona las

concentraciones de compuestos individuales.

El detector de fotoionización presenta problemas para detectar un compuesto específico

si existen otros en el aire. Aún así, se puede usar para componentes que el DIF no puede

medir bien.

A pesar de sus desventajas, el DIF es el tipo recomendado de detector para la vigilancia

de refinería. Es muy probable que más de un detector se tienen que comprar.

El instrumento se tiene que calibrar por lo menos una vez al día, pero idealmente tres

veces al día. Se deben usar estándares de concentraciones altas y bajas. Estas



generalmente son de 100 ppm y 10 000 ppmv metano en aire. El instrumento debe ser

calibrado para determinar los factores de respuesta para mezclas de vapores.

Todos los componentes accesibles se deben inspeccionar, procedimiento también conocido

como evaluación. La sonda del instrumento se debe colocar en la superficie del componente

donde puede ocurrir una fuga. La sonda se debe sostener perpendicular a la superficie.Después

se debe mover lentamente hasta que se obtenga una lectura máxima. Las lecturas de referencia

se toman a una distancia de 30 cm viento arriba y viento abajo del componente.

La lectura se debe anotar. Algunas refinerías sólo indican fuga-no fuga. Se recomienda

que la lectura real se registre. Esto proporciona una indicación si los ritmos de fuga están

cambiando y permite usar correlaciones lectura-ritmo de emisión.

Los componentes que presentan lecturas en la categoría de fuga se debe reexaminar en

días subsecuentes para establecer la validez de la lectura.

El embolsado de muestras se puede hacer usando un procedimiento al vacío o uno de

tipo "soplo". El primero es más exacto, aunque el último se prefiere cuando se muestrean

componentes con fugas grandes. El volumen se mide con un medidor de gas seco.

Aunque el embolsado se realiza normalmente en los componentes que se sabe tienen

fugas, el procedimiento también se debe hacer en ciertas ocasiones en componentes en

buen funcionamiento para probar la eficiencia del detector con lecturas bajas.

Para evitar duplicación de esfuerzos, en todos los casos en que una muestra es

embolsada debe haber una evaluación simultánea con el uso de un detector y el gas debe

ser analizado.

Todas las lecturas de inspección se deben registrar en los bancos de datos, junto con

cualquier trabajo de mantenimiento llevado a cabo en los compuestos con fugas. Estos

registros deben guardarse por lo menos dos años. Los reportes se deben entregar con

regularidad a la gerencia de la refinería, y a la agencia reguladora como se especifica en

la legislación aplicable.



9.1.6 Requerimientos de Personal y Costos del Programa

Los programas de control de emisiones fugaces requieren una gran mano de obra. En

base a programas reales, la determinación del número de componentes, su

etiquetamiento y el establecimiento del banco de datos - electrónico o en papel - toma

aproximadamente tres años - hombre.

Se ha estimado que tres personas pueden inspeccionar 500 componentes en un período

de 8 horas. Una refinería promedio fácilmente puede tener 50 000 componentes. La

necesidad de mantener el porcentaje de componentes con fugas lo más bajo posible, con

objeto de reducir la frecuencia de las pruebas, es muy claro. Pruebas mensuales para esa

refinería requieren 10 personas, más personal para supervisión, actualización de datos,

mantenimiento de la instrumentación, y reparaciones del componente.

El costo de la inspección depende de la complejidad de la refinería y la frecuencia de

pruebas que se requiere. Los datos disponibles sugieren una cifra de aproximadamente $

3.00 (USA) por componente por prueba. Esto no incluye el costo de las reparaciones del

componente.

Los detectores cuestan aproximadamente $ 10 000 (USA) cada uno. Debe también haber

muestras para pruebas de calibración, partes de repuestos y herramientas para

reparación de equipo.

9.1.7 Tendencias en el Equipo

Los costos reales y potenciales de un programa de control de emisiones fugaces son de

tal magnitud que se están tomando numerosos esfuerzos para reducir el número de

componentes que pueden tener fugaz. Esto se hace aún más crítico si la refinería es

forzada a adoptar un programa de mejoramiento de la calidad. Ver la sección 9.1.1.

Cambios en el equipo de refinería pueden lograr reducciones significativas en las

emisiones fugaces. Entre éstos cambios se encuentran los siguientes:

- Use válvulas con vástago fijo en lugar de ascendente. Los factores de emisión

para válvulas de compuerta son 30 veces más altos que los de válvula de bola.



- Los datos de emisión son pocos pero las pérdidas de válvulas de compuerta con

empacamiento de grafito son aproximadamente 10 % de las que se tienen con

válvulas empacadas con asbesto.

- Use cargas vivas para mantener una carga constante en la portaempaquetadura.

Cada válvula se debe diseñar separadamente. Este procedimiento es muy costoso

pero rinde significantes reducciones en las emisiones (aproximadamente 95 %).

- Actualice los sellos de las bombas. Los siguientes se presentan en orden de

efectividad ascendente: empacamiento con sellante, sello sencillo liso, sello en

tándem, sello mecánico doble. Cada tipo tiene emisiones menores, una orden de

magnitud, con la excepción del último, en cuyo caso las emisiones son aún

menores. Los sellos de una sola pieza en cartucho se están convirtiendo en

estándar para los sellos mecánicos.

- El cambio a bombas y compresoras sin sellos eliminaría las emisiones. En el

presente, las bombas sin sellos están disponibles sólo para servicios de bajos

flujos y bajas presiones. Son mucho más caras que las bombas convencionales y

son menos eficientes. Compresores de gas húmedo de tamaño algo grande y

magnéticamente movidos se están instalando en los craqueadores catalíticos.

- Los compresores generalmente tienen sellos presurizados y las fugas

normalmente se descargan al quemador. Las formas posibles para el

mejoramiento incluyen el cargado dinámico en portaempaquetaduras en los

compresores reciprocantes y la sustitución de sellos. Los sellos para gas seco

representan una tecnología nueva con la cual el sistema de sello de aceite se

elimina. Las reducciones reportadas en las emisiones son mayores de 50 %.

- Los discos de ruptura se pueden instalar bajo las válvulas de alivio de presión.

- Las líneas abiertas en los extremos se deben cubrir o cerrar con una segunda

válvula.

- En donde sea práctico, líneas de purga para muestreo con circuito se deben

instalar.

- Cierta consideración se le ha otorgado a la instalación de sellos de agua en las

líneas de drenaje. Con la excepción de situaciones especiales, esto no es

recomendado. Los sistemas existentes serían muy caros de renovar. El aceite

caliente vertido en el drenaje causaría la evaporación del agua creando problemas

de olores, fuego y de seguridad. Una vez que el aceite haya sido enviado al



drenaje el sello del agua se tendrá que reemplazar, ya sea manualmente o a

través de una red complicada de tubería. El concepto es impráctico en las

regiones sujetas a temperaturas de congelación.

Varios artículos que describen desarrollos recientes en sellos, empacamientos, bombas y

válvulas sin sellos se listan abajo:

- Chemical Engineering; Sealing Capabilities Continue to Improve; páginas 123-133;

Junio 1990

- Chemical Engineering; Sealless Magnetic-Drive Pumps: Stronger Than Ever;

article por J. Doolin, L. Teasdale; Agosto 1990

- Chemical Engineering; Get Tough on Point-Source Emissions; páginas 161-168;

Marzo 1991

- Chemical Engineering Progress; Fugitive Emission Control in Packed Valves;

artículo de S. Lipton; Agosto 1990

- Worcester Controls Newsletter; Fugitive Emission Journal; Marzo 1991

La Henry Vogt Machine Co. ha publicado un panfleto, titulado A Treatise on Leakage, que

compara los ritmos de fuga de agua y aire, como los experimentados durante las pruebas

de presión de equipo. Con el uso de ecuaciones teóricas han demostrado que el aire se

puede fugar a través de caminos cerrados para el agua.

9.2 Emisiones de Depósitos de Superficie y Torres de Enfriamiento

Estrictamente hablando, las emisiones fugaces también incluyen pérdidad de la superficie

de los separadores API, estanques de abastecimiento y otros recipientes del tratamiento

de agua residual y de las torres de enfriamiento.

Por ejemplo, una fuente principal de las emisiones de benceno dentro de la refinería se ha

identificado como el área de tratamiento del agua residual. Por lo tanto, es importante

tener una estimación precisa de las pérdidas. Desafortunadamente, ésto ha sido

reconocido por algún tiempo como un problema.

La medición directa de las emisiones es virtualmente imposible debido al área de

superficie cubierta por estos "componentes". La técnica más exacta es el desarrollo de un



balance de materia alrededor del componente. Esto se debe realizar para los

hidrocarburos totales y cualquier compuesto químico específico de cuidado.

En lugar de ésto, existen factores disponibles para las pérdidas promedio de los

separadores aceite/agua y las torres de enfriamiento. El parámetro es el ritmo de

inyección de la refinería o el flujo de agua residual. Véase lo siguiente para observar

valores típicos.

Se han hecho intentos para tomar en consideración la amplia variedad de flujos de

hidrocarburos y condiciones de operación - temperaturas del aire y agua, ritmos de

aeración, uso de surfactantes, geometría del separador, velocidad del viento, etc. - que se

pueden encontrar en las instalaciones de tratamiento del agua residual.

Uno de los primeros intentos fue la formulación Litchfield:

Pérdida = 0.3356 + 0.05742 x - 0.05148 y + 0.3861 z

en donde la pérdida es expresada como un porcentaje volumétrico del aceite recuperado,

x es la temperatura del aire ambiente, y el 10 % punto de destilación TBP y z la

temperatura del agua afluente (todas las temperaturas en C)

Emisiones Emisiones

Descontroladas Controladas

Separadores Aceite/Agua

kg/m3 agua residual 0.6 0.024

kg/m3 carga de refinería 0.6 0.03

Torres de Enfriamiento

kg/1000 m3 agua enfriamiento 0.7 0.083

kg/m3 carga de refinería 0.03 0.004

Debe ejercerse discreción cuando se usen estos factores o la fórmula Litchfield.

Dependiendo de los ritmos relativos del agua residual y de alimentación a la refinería, las

estimaciones que se basan en los dos factores pueden diferir en un 50 %. La ecuación

Litchfield puede ser diferente hasta en un orden de magnitud.



Modelos de computación de sistemas de aeración están disponibles. Dos de ellos son el

PAVE, preparado por la Chemical Manufacturers' Association (USA) y el CHEMDAT, por

el USA EPA. El último modelo requiere menos datos de entrada.

Los separadores API deben cubrirse para reducir las emisiones. Las bahías delanteras se

pueden encerrar en una caja de concreto y el cubrimiento del resto del separador con

rejillas flotadoras es común. Una alternativa es colocar los separadores en un edificio pero

frecuentemente esto no es económicamente viable.

Canales abiertos que potencialmente pueden acarrear agua se deben evitar hasta donde

sea posible.

El cubrimiento de los recipientes y estanques de abastecimiento es difícil debido a sus

tamaños. Probablemente también constituyen la fuente más grande de emisiones fugaces

en el tratador del agua residual. Un estudio estimó que el 50-80 % de las emisiones

gaseosas de cierta unidad se pierden de los recipientes de abastecimiento. El envío de

agua conteniendo aceite a un tanque de abastecimiento, equipado con una unidad de

recuperación de vapor, es una opción posible.

Existe un número de procedimientos operacionales que se pueden hacer para reducir la

carga de aceite en las instalaciones de tratamiento de agua residual. Esto, además de

reducir las emisiones gaseosas, mejora el tratamiento mismo de agua.

- Asegure que el drene de hidrocarburos hacia el sistema de alcantarillado del

proceso sea mínimo. Una fuente principal de éste aceite proviene del drene

impropio de la salmuera de los desaladores del aceite crudo

- Mantenga una operación apropiada del equipo dentro del tratador, especialmente

los separadores API.

- Remueva el aceite en la superficie de los recipientes de abastecimiento y

estanques de aeración lo más frecuentemente posible.

- Los sumideros del alcantarillado del proceso en las unidades de operación deben

mantenerse limpios de aceite recolectado. El aceite mínimo posible debe enviarse

a los separadores API.



Además de crear altas emisiones gaseosas en la torre de enfriamiento, los hidrocarburos

que se escapan al sistema de enfriamiento de agua pueden generar un aumento en el

desarrollo de algas (incrustación) y deterioro en la eficiencia de

enfriadores/condensadores.

Las emisiones de la torre de enfriamiento se controlan mejor mediante la inspección

continua del sistema y la reparación de intercambiadores con fugas lo más pronto posible.

9.3 Pérdidas por Evaporación de los Tanques de Almacenaje

Las pérdidas por evaporación en los tanques puede fluctuar entre 30-200 % del valor de

las emisiones fugaces. La cantidad depende del número, tamaño y tipo de tanques y los

tipos de producto y los ciclos (es decir, material bombeado hacia y de los tanques).

9.3.1 Definiciones

Dos tipos de pérdidas por evaporación deben ser considerados. Las cantidades relativas

de cada uno depende del tipo de construcción de tanque. El más simple es el tanque de

techo fijo (o cono). Estos tienen pérdidas por evaporación extremadamente altas si están

llenos con materiales volátiles. El método más común para reducir pérdidas con este tipo

de tanque es la instalación de un platillo o techo que flote sobre la superficie del líquido. El

tanque es por lo tanto llamado tanque de techo flotante. Un techo flotante también se

puede instalar sobre un tanque descubierto, en cuyo caso se denomina tanque de techo

flotante externo o flotador descubierto. En las regiones sujetas a altos niveles de

precipitación mucho cuidado se debe poner con este tipo de tanque. La acumulación de

lluvia o nieve en el techo puede causar que éste se suma.

Las pérdidas por respiración (algunas veces llamadas de posición) resultan del aumento

matutino y reducción de la temperatura en el espacio de vapor arriba del líquido. Para los

tanques con techo, a medida que es espacio de vapor se calienta, el vapor es expulsado

por los respiraderos. Durante la noche el vapor se contrae y aire fresco entra en el

tanque. Puesto que el espacio de vapor en ese momento no está saturado, más líquido

se evaporará. Como cálculo aproximado, el espacio de vapor por encima de gasolina en

un tanque de techo fijo estará 25 % saturado después de un día, 75 % después de dos

días, 90 % después de tres y esencialmente 100 % después de seis.



Los techos flotantes son efectivos debido a que crean un espacio muy pequeño de vapor

sobre el líquido (es decir, el espacio entre el nivel del líquido y el sello y, en algunos

casos, el espacio libre entre el líquido y el fondo del techo flotante). Los vapores también

se pueden descargar del tanque mediante el paso de viento a través de los respiraderos

pero esto es sólo una pequeña fracción de las pérdidas por respiración. En los tanques de

techo flotante externo, el vapor escapa a través de los espacios entre los sellos entre el

techo y la pared del tanque y el viento se lo lleva.

Las pérdidas de trabajo resultan de las operaciones de llenado o vaciado de tanque.

Cuando se está llenando un tanque de techo fijo un volumen de vapor igual al volumen

entrante del líquido se descarga a través del respiradero. Cuando el líquido se extrae del

tanque, se jala aire hacia el tanque para mantener la presión. Después el líquido se

evapora hasta que la saturación se completa.

Para tanques de techo flotante, la extracción de líquido del tanque reduce el nivel del

techo y expone las paredes del tanque que están mojadas con hidrocarburos. Estos se

evaporan. La cantidad de líquido en las paredes se conoce como apegamiento y depende

de la lisura de la pared y de la efectividad de los sellos limpiador.

Existen procedimientos de cálculo computarizado que usan ecuaciones revisadas para

calcular las pérdidas. Son mucho más exactas que las técnicas antiguas de nomogramas

pero requieren una cantidad mayor de datos de entrada cuando el programa se

desarrolla. Debido al tiempo necesitado para que las condiciones del tanque alcancen el

equilibrio, los procedimientos de cálculo funcionan mejor para períodos largos de tiempo.

El problema en ése caso es la obtención de datos representativos de entrada.

Note que los cálculos suponen que los sellos del tanque están en condiciones nuevas o

promedio. Ninguna correlación para sellos muy usados se ha incorporado en el programa.

Otra fuente en la literatura indica que las pérdidas suben rápidamente con el aumento del

espacio libre del sello. Véase la Figura 4.



El cálculo de las pérdidas por evaporación para un patio de tanques de refinería más de

una vez por mes implica demasiado trabajo para justificar el aumento en la exactitud, si la

entrada de los datos se hace manualmente. La unión del procedimiento de cálculo a un

programa computarizado de inventario de tanques permitiría que se hicieran cálculos con

más frecuencia.

Los datos de entrada - propiedades del producto y construcción del tanque - se listan en

"Estimation of Evaporative Losses from Tankage" por N. Frankin, Julio 1989.

Las composiciones de los gases en el espacio de vapor arriba del líquido pueden usarse

para estimar los ritmos de emisión de los gases individuales. Valores típicos se listan en la

Tabla 10. Note que aunque el asfalto es por lo general el producto más pesado de la

refinería, emite una cantidad significante de vapor. De hecho, en un número de casos la

temperatura de almacenaje ha sido lo suficientemente alta para causar un craqueo

térmico y la generación de gases ligeros más allá de los límites de concentración

explosiva.

La tendencia es exigir tecnología de control en tanques que contienen líquidos volátiles para

que las emisiones se reduzcan a 2-5 % del caso controlado - un tanque de techo fijo sin techo

interno flotante o cualquier otro dispositivo de control en el respiradero. Un líquido volátil se

define como aquél que tiene una presión de vapor real de 0.035 bars o mayor.

Antes de describir los métodos para reducir las pérdidas por evaporación, es necesario

describir brevemente los tipos de sellos comúnmente encontrados en los tanques de

techo flotante.

Existe una variedad de sellos para prevenir la emisión de vapores a través del espacio

entre el techo flotante y la pared del tanque. Estos se clasifican en primarios y

secundarios. El modelo más simple es un limpiador flexible, generalmente hecho de

BUNA'N' o neopreno, que se adhiere al techo y roza la pared del tanque. Una zapata

mecánica es una tira flexible de metal, llamada sello de placa, adherida a una manga

metálica (zapata) que se presiona en contra de la pared del tanque mediante un gancho

de pantógrafo pesado, o en algunos casos, mediante un resorte.



Tabla 10COMPOSICIONES DEL ESPACIO DE VAPOR EN LOS TANQUES DE REFINERIA

Petróleo Combustible Gasolina GasolinaCrudo Jet A Verano Invierno

Metano, % peso 8.8 Etano 2.7 0.08 0.04Propano 16.1 1.25 1.10n-Butano 20.8 22.95 24.97iso-Butano 9.3 9.83 13.94Buteno Isómeros 1.11 1.28t-2-Buteno 1.21 1.13cis-2-Buteno 0.98 0.84n-Pentano 10.1 8.56 5.44C5 Isómeros 11.2 26.79 16.093-Metil-1-Buteno 0.40 0.251-Penteno 1.02 0.712-Metil-1-Buteno 1.93 0.82t-2-Penteno 1.61 1.09cis-2-Penteno 0.79 0.562-Metil-2-Buteno 1.04Ciclopentano 0.72 0.70Ciclopenteno 0.25 0.24Hexano 4.7 1.84 1.86C6 Isómeros 5.1 4.78 4.032-Metil-1-Penteno 0.052-Metil-2-Penteno 0.111-Hexeno 0.27 0.413-Metilpentano 2.34 2.25Ciclohexano 0.26 0.54Metilciclopentano 1.66 2.543-Metil-t-2-Penteno 0.09C6 Olefinas 0.06 0.652,2-Dimetilbutano 1.23 0.974-Metil-t-2-Penteno 0.25 0.20t-2-Hexeno 0.30 0.44cis-2-Hexeno 0.42 0.15Heptano 2.0 0.1 0.32 0.85C7 Isómeros 5.0 1.53 3.412,4-Dimetilpentano 0.51 0.70Meticiclohexano 0.13 0.54C7 Olefinas 0.06 0.093-Metilhexano 0.49 1.071-Metilciclohexeno 0.05 0.183-Hepteno 0.03

Datos de gasolina basados en cuatro tipos de productos combinados en proporción a cifras deventa de 1979 en California y que fueron usados para desarrollar muestras de vapor.



Tabla 10 (continuación)COMPOSICIONES DEL ESPACIO DE VAPOR EN LOS TANQUES DE REFINERIA

Petróleo Combustible Gasolina GasolinaCrudo Jet A Verano Invierno

Octano, % peso 0.5 0.02 0.24C8 Isómeros 0.4 0.05 1.44C8 Olefinas 0.212,2,4-Trimetilpentano 0.492,3,4-Trimetilpentano 0.08 0.112,5-Dimetilhexano 0.11 0.353-Metilheptano 0.07 0.442,4,4-Trimetil-1-Penteno 0.02 0.05Octeno 0.06C-2-Octeno 0.03

Nonano 4.7 0.03C9 Isómeros 0.02 0.41C9 Olefinas 0.03 0.273,5,5-Trimetilhexano 0.10 0.452,2,5-Trimetilhexano 0.02 0.17n-Decano 19.6 0.01C1

0 Isómeros 0.06C10 Olefinas n-Undecano 20.3n-Dodecano 18.2n-Tridecano 17.7n-Tetradecano 11.7n-Pentadecano 7.2Benceno 2.4 0.77 1.58Tolueno 1.4 0.66 2.11o-Xileno 0.05 0.31Xileno Isómeros 0.15 0.76Etilbenceno 0.04 0.22Indeno 0.01Indano 0.011,3,5-Trimetilbenceno 0.02 0.031,2,4-Trimetilbenceno 0.06 0.091,2,3-Trimetilbenceno 0.05 0.04n-Propilbenceno 0.02iso-Propilbenceno (Cumeno) 0.01o-Etiltolueno 0.05 0.03m-Etiltolueno 0.09tert-Butilbenceno 0.01C10 Aromáticos 0.01C3/C4/C5 Alquilbencenos 0.021,1,2-Tricloroetano 0.02iso-Valeraldehído 0.01Clorobenceno 0.02Naftaleno 0.01



Tabla 10 (continuación)

COMPOSICIONES DEL ESPACIO DE VAPOR EN LOS TANQUESDE ASFALTO DE REFINERIAS

Pavimento Techos Soplado Aire

Hidrógeno 0.34 1.2

Acido sulfhídrico 0.04 0.1 0.1

Nitrógeno/Argón 88.48 80.5 81.2

Oxígeno 9.30 13.2 16.4

Monóxido de carbono 0.02 0.5 0.1

Bióxido de carbono 0.34 3.3 0.2

Metano 0.18 1.6 0.3

Etano 0.10 0.2 0.1

Propano 0.32 0.2 0.1

Butano 0.78 0.1 0.1

Pentano+ 0.10 0.3 0.1

Valores son % mol, secosOtros datos muestran contenido vapor agua varía de 3-20%

Valores asfalto pavimento promedio de 5 lecturasValores asfalto techo promedio de 3 lecturasValores asfalto soplado por aire basado en 1 lecturaTanques en general con una capa de nitrógeno



Otro sello simple utiliza un ensamble periférico de globo, compuesto de espuma guardada

en una cubierta (generalmente uretano).

Los sellos elásticos montados en líquido y vapor están llenos con espuma o un líquido

para mantener su cuerpo en contra de la pared. Si el sello descansa en el producto se

denomina sello montado en el líquido. Si descansa en el espacio de vapor, es un sello

montado en el vapor.

Se prefieren los sellos montados en el líquido. Los niveles de emisión son comparables a

o mejores que los obtenidos usando zapatas mecánicas o sellos montados en el vapor.

Aún con sellos secundarios, los últimos dos tipos no muestran ventajas significantes

sobre los sellos montados en líquido.

Además, si el sello montado en el líquido se desgasta y un hueco en la orilla el producto

actúa como un tipo de sellante. Si el mismo caso sucede con un sello montado en vapor,

la presión ejercida por el aire en el lado viento abajo del tanque barre el espacio de vapor

entre el sello y el nivel del producto. Los vapores por lo tanto escapan en el lado viento

arriba del tanque a través de los huecos a lo largo de la orilla.

No es muy común instalar sellos de zapata mecánica en tanques de techo flotante

interno.

Un sello secundario es aquél que se coloca sobre el sello primario. Generalmente es un

limpiador pero también puede ser un sello elástico. Basándose en términos puramente

económicos, la instalación de un sello secundario es difícil de justificar, especialmente

para los tanques de techo flotante interno. Si el sello primario se debe reemplazar, los

costos extra asociados con el sello secundario pueden lo suficientemente bajos para

justificar la instalación de éste último. Los sellos secundarios en ocasiones se agregan si

los sellos primarios son susceptibles a fugas excesivas.



9.3.2 Cambios de Equipo para Reducir Pérdidas de Evaporación

La reducción de emisiones de tanques de almacenaje se puede lograr con técnicas

moderadamente comunes que adelante se describen. La mayoría se aplica a tanques de

techo fijo o de techo flotante interno.

La instalación de techos flotantes dentro de tanques de techo fijo es un método

sumamente efectivo. Esto se necesita hacer sólo en tanques que contienen materiales

volátiles. A menos de que los contenidos del tanque sean particularmente corrosivos para

los sellos, los sellos primarios montados en líquido son recomendados, especialmente

para productos de alta presión de vapor. La necesidad de utilizar un sello secundario

depende del diámetro del tanque y de los contenidos. Véase la Figura 5. Nótese que sólo

es con el objeto de ilustrar. Las condiciones específicas del sitio pueden tener un efecto

profundo sobre los beneficios de agregar accesorios al tanque. La selección de equipo

nuevo se debe hacer sobre la base de cálculos rigurosos.

- Unidades para la recuperación del vapor comprimen los vapores y los reinyectan a

través de la entrada del tanque. Las dimensiones del equipo dependen del ritmo

de flujo del vapor. Los costos son del mismo orden de magnitud que los que se

presentan para instalar techos flotantes internos en tanques de 30 metros de

diámetro. Para tanques que contienen productos similares y que están juntos, se

pueden unir a la misma unidad recuperadora de vapor.

- Los respiraderos del tanque se pueden conectar a tuberías que conducen a

canastos con carbón activado para adsorber los vapores de hidrocarburos. Estos

canastos con frecuencia se encuentran en los tanques de alfalto. Cuando el

carbón activado se satura con vapores de hidrocarburo, se puede regresar al

fabricante para su regeneración. Siendo un residuo peligroso, su eliminación al

final es mediante incineración o confinamiento controlado.

Para tanques con ciclos muy cortos, la pérdida por respiración será el principal

componente de las pérdidas por evaporación. Los siguientes comentarios son más

aplicables a ésta situación.



- Grupos de tanques con el mismo servicio en ocasiones están conectados mediante

líneas de balance de vapor. Los cambios en el nivel del líquido en un tanque, o las

fluctuaciones diurnas en el aire ambiente causan que el vapor se descargue en/jale

del espacio de vapor arriba de los otros tanques del sistema. El incremento excesivo

en la presión debido a los influjos grandes de líquido se debe compensar. El vapor

descargado de preferencia se debe recuperar. Su quemado es una práctica común,

pero resulta viable si los tanques están situados cerca del quemador. La descarga

directa a la atmósfera se debe evitar.

- Un globo interno se puede instalar en un tanque de techo fijo, a pesar de que ésta

técnica es hoy en día menos común. El techo se equipa con un domo en cuya base

se adhiere una membrana flexible. Se infla y desinfla a medida que la presión en el

espacio de vapor fluctúa. La membrana separa el aire obtenido de los vapores. Se

debe tener cuidado en no romper la membrana con los cambios de presión cuando

se llena o vacía el tanque. Si la instalación no se diseña correctamente, el tanque

mismo puede resultar dañado. Una variación de éste método es un techo tipo

ascensor que sube y baja debido a las pérdidas de respiración.

- Los domos geodésicos se han instalado sobre tanques de techo flotante externo.

Algunas veces éstos domos tienen globos internos. Esta construcción es altamente

efectiva para la prevención de pérdidas. Sin embargo, como en el caso anterior, el

vapor se debe recuperar o quemar. Estas unidades son bastante caras.

- Ciertos estudios han investigado la viabilidad de aislar tanques que permanecen

inactivos durante períodos largos de tiempo. El espesor apropiado depende de la

operación del tanque y del ajuste presión/vacío. Los accesorios del tanque tales

como escaleras y plataformas, respiraderos, compuertas, etc., quizá tengan que ser

modificadas.

9.3.3 Procedimientos Operacionales y de Mantenimiento para Reducir Pérdidas

Existe un número de pasos operacionales y de mantenimiento que se pueden realizar

para reducir las pérdidas de evaporación de los tanques de almacenaje. Estos deben

practicarse sin importar cualquier gasto capital para reducir las pérdidas de evaporación.

- Inspeccione regularmente todo el equipo usado para controlar vapores - techos

flotantes internos, sellos, globos internos, techos con ascensor, etc. Haga las

reparaciones necesarias tan pronto como sea posible.



- Mantenga las paredes del tanque en buena condición. La oxidación aumenta el

apegamiento del líquido a las paredes del tanque en tanques de techo flotante.

Esto aumenta las pérdidas de posición o respiración.

- Pinte los tanques, especialmente los tanques de techo fijo (es decir, sin techo

flotante interno), usando colores claros. Véase en la Figura 6 el efecto del color en

las pérdidas de evaporación. Esto es especialmente benéfico si los tanques son

del tipo de techo fijo.

- Mantenga la pintura en los tanques en buena condición. La pintura vieja,

desgastada debido a la intemperie provoca que las emisiones aumenten.

- Observe las precauciones propias para evitar hundir un techo flotante. Los ritmos

iniciales de llenado a niveles bajos de líquido en el tanque deben ser

moderadamente bajos, particularmente si el líquido que se está bombeando en el

tanque tiene una presión de vapor alta. No debe acumularse lluvia sobre el techo.

(La razón primaria que causa que un techo se hunda es que no está a nivel). Si el

techo se hunde, el tanque debe sacarse de servicio lo más pronto posible y el

techo se debe reparar. Los techos flotantes en el presente se fabrican en forma de

módulos llenos de espuma que los fabricantes afirman que no se hunden.

- Se pueden lograr ahorros significantes en las pérdidas por respiración con el

aumento en el ajuste de la válvula de alivio de presión/vacío en el respiradero.

Obviamente el ajuste debe ser lo suficientemente bajo para evitar daño estructural

del tanque, especialmente cuando el nivel del líquido es bajo. Para presiones

arriba de 20 mbar los tanques con una base plana necesitan un anillo de concreto

para la cimentación del anclaje al cual el cuerpo se debe unir.

9.4 Pérdidas por Carga y Descarga

Las emisiones de hidrocarburos ocurren como resultado de cargar y descargar camiones

tanque, vagones de ferrocarril, y en algunas refinerías, barcos y lanchones.



Los vapores se emiten de dos fuentes de las bodegas del cargamento durante el cargado:

el vapor original en el compartimiento y el vapor generado a través de turbulencias

durante el llenado. A medida que un líquido se bombea hacia la bodega un volumen igual

de aire/vapor se descarga.

Existen varios métodos para estimar la cantidad emitida durante estas operaciones.

Desafortunadamente, no siempre dan respuestas consistentes, aunque muestran las

mismas tendencias generales. Para discusiones detalladas acerca de las estimaciones de

pérdidas por cargar y descargar, se recomiendan los siguientes documentos:

- CONCAWE Report No. 4/78; Hydrocarbon Emissions from Gasoline Storage and

Distribution Systems; reporte preparado por the Special Task Force on Control of

Hydrocarbon Emissions from Storage and Distribution Systems; Den Haag, The

Netherlands; Diciembre 1978

- American Petroleum Institute Publication 2514A; Atmospheric Hydrocarbon

Emissions from Marine Vessel Transfer Operations, Second Edition; Washington;

Septiembre 1981

Esta guía no considera las modificaciones requeridas para vehículos con objeto de

acomodar controles de emisión instalados en refinerías. Obviamente, debe haber

compatibilidad de equipo para las conexiones de tuberías y la instrumentación de

seguridad (alarmas y controles de paro)

9.4.1 Camiones Tanque y Vagones de Ferrocarril

Existen tres clases de técnicas de cargado: superior (también llamado de rocío),

sumergida, fondo. En el primer caso el brazo de carga se introduce en los pozos de

acceso superiores del camión o vagón de ferrocarril y el líquido cae en la bodega. Si el

brazo es lo suficientemente largo para que la caída libre del líquido sea 30 cm o menos, el

término de cargado "sumergido" es usado. Con el cargado de fondo la tubería se conecta

a los accesorios en el fondo del camión o vagón.

Con todas las demás cosas igual, el cargado sumergido emite 35-40 % de los vapores

asociados con el cargado superior.



Los casilleros para cargar se deben modificar para permitir las cargas de fondo. Se

recomienda que, donde sea posible, esta forma de cargado se use. Las cargas de fondo

no solamente proporcionan menos emisiones sino que también la recuperación de vapor

es mayor y más fácil.

Si el camión tanque o vagón no está equipado para cargas de fondo, asegúrese que el

brazo de carga es lo suficientemente largo para que toque el fondo de la bodega. Los

dispositivos que pueden minimizar el cargado de rocío son las válvulas de apertura lenta y

contactos en el brazo de carga que evitan el llenado a menos de que el brazo toque el

fondo de la bodega. Las cargas de rocío no se deben hacer.

Las cargas de fondo eliminan la necesidad de posicionar correctamente el brazo de

carga. Sin embargo, el operador no tiene una indicación directa del nivel del líquido

ascendente. Se requiere de un dispositivo de control tipo nivel alto y un arreglo trabado

para abrir el respiradero del compartimiento cuando la válvula de entrada se abra. La

tubería de entrada debe estar construida de una forma tal que se minimize la cantidad

derramada cuando se desconecta del vehículo.

Si las emisiones de los hidrocarburos exceden 35 mg/l de producto cargado/descargado,

un sistema de control de vapor se debe instalar. Esto incluye líneas para restauración de

vapor, unidades de destrucción de vapor y unidades de recuperación de vapor. El resto de

esta sección supone el manejo de productos volátiles, capaces de exceder el límite

anterior.

Una línea de restauración de vapor sella la compuerta en el compartimiento del vehículo y

transfiere los vapores, descargados por el líquido ascendente, de regreso al tanque de

carga. (También puede estar diseñada para trabajar en sentido inverso). Esto tiene el

beneficio de reducir también la evolución de nuevos vapores en ése tanque. Los arreglos

para carga superior y de fondo pueden estar equipados con estas instalaciones.

Obviamente, éste método trabaja para tanques que son herméticos al aire (por ejemplo,

balas de propano , esferas de butano) o tanques de techo fijo. Para los tanques de techo

flotante la tubería de restauración de vapor se conecta a una unidad de recuperación.

Véase la siguiente sección.



Puesto que el sistema está completamente sellado, se deben tomar precauciones cuando

se usen líneas de restauración de vapor. Deben haber dispositivos de control tipo nivel

alto para prevenir un sobrellenado. Un dispositivo auxiliar de seguridad debe ser instalado

para romper el sello entre la compuerta y el brazo de carga para prevenir la

sobrepresurización del compartimiento o de la tubería. Parachispas de flama se deben

instalar en la tubería. Las instalaciones se deben diseñar para minimizar las emisiones

cuando se desconecta la tubería de la compuerta.

Debido a la posibilidad de aspirar aire hacia el sistema, las bombas elevadoras de presión

no se recomiendan para las instalaciones de restauración de vapor. Por lo tanto el

casillero para cargado debe estar cercano al tanque de carga.

Si el tanque de carga no puede recibir las vapores de restauración (es decir, no existe

espacio de vapor en los tanques de techo flotante externo, y habría pérdidas

relativamente altas en los tanques de techo flotante interno), los vapores se pueden

destruir o recuperar, dependiendo del tamaño de la operación.

Se recomienda que, donde es posible y/o viable, se instalen líneas de restauración de

vapor.

Para los casos en donde las líneas de restauración de vapor no son viables, se

recomienda que todas las instalaciones del casillero de carga/descarga se equipen con

instalaciones de recuperación de vapor si la capacidad es mayor de 250 millones de litros.

Unidades de recuperación de vapor o unidades de destrucción de vapor se recomiendan

para todas las operaciones nuevas con capacidades esperadas del orden de 25-250 M

(millón) de litros por año. Para operaciones existentes el orden debe ser de 50-250 M

litros por año. La refinería debe confirmar que éstas recomendaciones concuerden con

las normas locales.

Las instalaciones se deben diseñar para asegurar un factor de 95 % en línea (es decir, la

unidad debe ser operable 95 % del tiempo cuando el producto se está

cargando/descargando).



Los principales tipos de unidades de recuperación usan refrigeración o

compresión/absorción. El desempeño de diseños iniciales no fue satisfactorio pero

recientes modelos se aproximan a una eficiencia de 95 %. La instalación de una segunda

etapa - generalmente absorción de carbón con vapor regenerado - en ocasiones se hace

para aumentar la recuperación a 100 %. La eficiencia total del sistema debe también

considerar la sección de recolección de vapor. Ciertas pruebas en Europa desarrollaron

ritmos totales de recuperación de 80 % para las cargas superior y sumergida y 90 % para

la para carga de fondo.

Véase en la Tabla 11 un resumen de las tecnologías más comunes para la recuperación

de vapores, incluyendo sus beneficios y desventajas.

Para asegurar una alimentación más uniforme en la unidad de recuperación, tanques de

retención de vapor, que contienen un dispositivo parecido a un globo grande, son en

ocasiones instalados corriente arriba de la unidad.

Con objeto de cumplir con un estándar de emisión de 35 mg de hidrocarburos por litro de

carga, una unidad de una sola etapa es por lo general suficiente. Algunas jurisdicciones

están considerando bajar el límite permisible a 0.15 mg/l, en cuyo caso una segunda

etapa sería necesaria.

Las unidades de recuperación de vapor son moderadamente caras. La adición de una

segunda etapa aumenta profundamente el tamaño requerido del terreno, la inversión

capital y el consumo de energía.

Cuando se diseña una unidad de recuperación de vapor factores de seguridad apropiados

se deben observar. Mezclas flamables de aire-vapor están presentes en las unidades de

compresión y en las de refrigeración.



Tabla 11TECNOLOGIAS DE RECUPERACION DE VAPOR PARA INSTALACIONES

DE CARGA Y DESCARGA Ventajas Desventajas

Compresión- -recuperación bastante buena -requiere carga constanteAbsorción (3-4 %vol de hidrocarburos - alta energía,

en salida) mantenimiento alto- aceite absorbedor

(diesel)debe ser procesado- problema tratar cargas pobres

Compresión - recuperación buena - requiere carga constante (3-4 % vol hidrocarburos - alta energía,

en salida) mantenimiento alto - problema tratar cargas pobres

Refrigeración - autosuficiente - alta energía,Criogénica - no aceite absorbedor mantenimiento alto

- puede manejar amplio - problema tratar cargas pobres rango de comp. químicos - altos costos

Absorción- - puede manejar carga pobre - carbón activado Recuperación - consumo bajo de energía no puede manejarAbsorción - 100% factor operación todos comp. químicos

- muy bueno para extracción - H2S forma azufre benceno y tapona carbón

Absorción- - puede manejar vapores de - no puede rem. H2SAbsorción- camión/vagón en sec.delanteraAbsorción - puede manejar vapores marinos

- consumo bajo energía para cargas altas de hidrocarburos- costos capitales bajos para vapores marinos- plano de parcela más chico- sección delantera remueve comp. químicos reactivos- sección delantera acondiciona vapores arriba límite superior

explosivoRecuperación- - unidad no necesita ser -req. combustible suplementarioCombustión tan grande - prob. req.

- emisión baja quemador encerrado



Las unidades de recuperación de vapor y de destrucción se deben probar por lo menos

anualmente para verificar su eficiencia. Ciclos de mantenimiento no se deben programar

durante los meses de verano. Suficientes registros se deben guardar para permitir que

eficiencias generales de largo plazo sean calculadas.

Inspecciones de rutina deben realizarse para asegurar que no haya fugas en toda la

tubería. La inspección visual de las bodegas de almacenamiento de los vehículos debe

minimizarse y sin exceder tres minutos.

9.4.2 Instalaciones Marinas de Carga/Descarga

Muchas de las tecnologías de control disponibles para el tratamiento de emisiones de

hidrocarburos de navíos son similares a las usadas en las instalaciones de

carga/descarga para camión y tren. Sin embargo, existen algunos factores que son

peculiares para el manejo de tráfico marino. Véase en la Tabla 11 las medidas comunes

de recuperación.

Esta sección supone que la refinería es responsable del control de emisiones en el

muelle.

Se recomienda que las medidas de control (recuperación de vapor, destrucción,

recirculación) se instalen para reducir emisiones en un 95 %, o a un máximo de 10 mg/l

de carga (25 mg/l para lanchones), cualquiera que se logre primero.

Medidas de control se deben instalar para reducir emisiones de benceno en un 98 %.

La recuperación/reutilización de vapor es preferible que la destrucción de vapor.

Estos criterios de emisión se deben aplicar a cualquier terminal marina que maneje más

de 150 000 m3/año de aceite crudo o 20 000 m3/año de gasolina.

Las normas locales deben ser revisadas para determinar si los dispositivos de seguridad

como los parachispas de detonación (estos son diferentes de los parachispas de flama)

son requeridos. Además, algunas jurisdicciones requieren que los vapores se modifiquen



para llevarlos fuera de los límites de explosión, ya sea mediante la inyección de gases

inertes o por enriquecimiento hasta por lo menos 170 % del límite superior explosivo (éste

último método es el más práctico si se usan técnicas de combustión). Analizadores duales

de hidrocarburos y duales de oxígeno pueden ser requeridos.

El gas emitido durante la primera mitad de una operación de cargado está virtualmente

libre de hidrocarburos. Después hay un aumento extremadamente rápido hasta una

saturación casi completa. Debido a la altura mucho más grande de los compartimientos,

puede haber una estratificación de emisiones de hidrocarburos. Los ritmos de cargado

con típicamente cíclicos, con iniciales y finales lentos y altos ritmos de flujo entre éstos.

Estos hechos, unidos con la carga simultánea de múltiples tipos de producto pueden

conducir a una enorme variación en la alimentación de cualquier unidad de recuperación.

Los barcos o lanchones con frecuencia no pueden resistir ni siquiera bajos niveles de

contrapresión o vacío. Por lo tanto existe muy poca fuerza impulsante para el gas y las

distancias del muelle a el área de tratamiento son por lo general muy grandes. Si bombas

elevadoras de presión se usan para aumentar la presión en la línea de transferencia,

quizá sea necesario agregar gas natural, o equivalente, para mantener la mezcla fuera

del rango explosivo. Los líquidos se condensan en la línea: instalaciones de drene y

recolección se requerirán.

Las compuertas se deben mantener cerradas y dispositivos mecánicos, en lugar de

inspección visual, se deben usar para vigilar el nivel en el compartimiento.

El uso de líneas de restauración de vapor es una buena medida para prevenir la

generación de vapores frescos. Sin embargo, éste método puede ser limitado si los

tanques de carga/recepción tienen techos flotantes. Instalaciones de recolección de vapor

se tendrían que instalar con objeto de manejar vapores desplazados por las operaciones

de lastre/deslastre.

Algunas jurisdicciones no permiten instalaciones para quemado en el muelle. Sin

embargo, si ésta es una tecnología aceptable, el quemador debe ser del tipo de cubierta,



con la punta de la flama lo suficientemente elevada para que esté arriba de cualquier

posible nube de vapor en el evento de un derrame. El quemador debe estar por lo menos

30 m del navío. Combustible suplementario y gas de piloto serán requeridos. Deben

instalarse un sello líquido, válvulas automáticas dobles de seccionamiento y de purga y un

parachispa de flama.

La eficiencia de destrucción de hidrocarburo debe ser de por lo menos 98 %. Para

quemadores descubiertos esto con seguridad requerirá combustible suplementario. Las

velocidades a la salida de la punta del quemador deben ser menores de 18 m/s.

9.5 Cambios del Proceso

Existe un número de áreas dentro de la refinería donde las emisiones de hidrocarburos se

pueden reducir o aún eliminar con cambios en el proceso. Sin embargo, cambios en el

proceso para hacer productos reformulados, o para mejorar la seguridad de la refinería

(por ejemplo, el cambio a la alquilación de ácido sulfúrico en lugar de ácido fluorhídrico),

no se discuten en ésta guía. Sin embargo, las secciones relacionadas con los contenidos

reducidos de azufre y aromáticos en el diesel combustible han sido incluidas. Las

soluciones a éstos temas implican extensiones de la tecnología misma.

La refinería debe asegurarse de que las descargas a la atmósfera de todas las corrientes

que contienen hidrocarburos sean mínimas. Donde sea posible, éstos flujos deben

enviarse a las unidades de recuperación, o si ésto no es posible, quemarse como

combustible. La destrucción térmica o catalítica debe considerarse si las dos opciones

previas no son viables.

El gas emitido del rectificador de agua amarga se debe enviar a una unidad de

recuperación de azufre. Se debe enfriar primero para extraer toda el agua posible. El

quemador a la entrada de la unidad de azufre debe ser capaz de destruir completamente

el amoníaco acarreado del rectificador de agua amarga (1200-1260 C). Si ésto no es

viable, el gas debe ser quemado en un calentador o caldera de proceso. Debido al alto

contenido de azufre y amoníaco del gas, debe tenerse cuidado que no haya corrosión en

exceso del refractario del calentador.



El gas emitido de la columna de vacío debe quemarse en un calentador de proceso. De

nuevo, se debe tener cuidado para prevenir corrosión del refractario del calentador.

Las tuberías de inyección para los gases residuales quemados en un calentador, como

los gases emitidos en un rectificador de agua amarga y de la columna de vacío, se deben

equipar con dispositivos de cierre automático, en el evento de una falla de la flama en la

cámara de combustión del calentador.

Antes de parar una unidad, o unidades, los productos líquidos dentro de recipientes y otro

equipo deben bombearse a los tanques de almacenaje o de desperdicio. Los recipientes

se deben despresurizar hacia el quemador y después purgar hacia el quemador usando

nitrógeno o vapor. El ritmo de flujo del gas de purga no debe ser muy alto o la flama en la

punta del quemador se extinguirá. El procedimiento de paro debe ser en secuencias para

que el gas del quemador tenga suficiente valor calorífico para sostener la flama en la

punta del quemador. (Otra opción es quemar gas natural en el quemador).

Los recipientes no deben ser descargados y purgados con vapor/nitrógeno a la

atmósfera, a menos de que sea absolutamente necesario.

Muchas jurisdicciones están limitando la Presión de Vapor Reid de la gasolina a 0.53-0.62

bar durante los meses de verano. El propósito es reducir emisiones de todas fuentes

corriente abajo de la unidad de proceso - patio de tanques de la refinería, terminales

comerciales, estaciones de servicio y automóviles. Existe considerable controversia si

alguna otra acción - como canastos de carbón a bordo de vehículos - sería más efectiva.

Este argumento y los posibles impactos operacionales caen fuera del enfoque de éste

documento.

Una reducción en la presión de vapor de la gasolina tendrá efectos definitivos sobre las

emisiones de refinería. La lista de combustibles se puede alterar, el rendimiento

porcentual de gasolina disminuye y el octanaje de la gasolina también disminuye a menos

de que se hagan cambios de proceso.



Para alcanzar la reducción en la presión de vapor, el butano debe ser extraído de toda la

gasolina. Existen un contenido máximo de butano en el gas combustible, después del cual

se empieza a condensar. Aceite combustible pesado se puede sacar de la lista de

combustible si la refinería lo quema en el presente. Esto reducirá las emisiones de CO2,

NOx y SOx, pero deja el problema de la eliminación del aceite. (La desintegración

hidrogenada de residuo es una opción). Si la refinería usa gas natural comprado fuera,

esas compras se pueden reducir. Puesto que el gas natural es más ligero, las emisiones

de bióxido de carbono aumentan ligeramente, pero los costos de combustible bajan.

La extracción del butano disminuye el rendimiento total de gasolina. Si la refinería decide

mantener su producción de gasolina, la cantidad de aceite crudo procesado debe subir.

Esto produce más emisiones de todos los contaminantes, manteniendo iguales las demás

cosas.

El butano representa una gran parte del octano que va con la gasolina. Se tienen que

tomar acciones para contrarestar esta pérdida. Uno de los primeros procedimientos,

donde existe capacidad, es incrementar la severidad del reformador catalítico y producir

más aromáticos. Por lo tanto, habrá un incremento en las emisiones de benceno, tolueno

y xilenos.

Otro método para levantar el mezclado total de octano son el isomerizar la gasolina ligera

de proceso directo y el incrementar la capacidad de alquilación. El uso de oxigenados se

está legislando en varias jurisdicciones. El metilo terciario butilo eter (MTBE) y el terciario

amilo metilo eter (TAME) con seguridad serán las fuentes dominantes de oxígeno para la

gasolina reformulada. Los costos mayores y las precauciones mayores para el manejo

hacen al etanol una opción menos atractiva.

9.6 Oxidación Catalítica

La forma más común de oxidación es la oxidación térmica o combustión. La oxidación

catalítica en una tecnología de alternativa. Utiliza menos combustible (costos y emisiones

resultantes menores), menos equipo y genera menos emisiones NOx. Como ejemplos,

las temperaturas de oxidación para los siguientes compuestos químicos se comparan:



Térmica Catalítica

C C

Benceno 560 204

Tolueno 480 204

Formaldehído 430 149

Metiloetiloquetona 516 246

Monóxido de Carbono 609 160

Entre los compuestos químicos que pueden tolerar la oxidación efectiva catalítica son los

hidrocarburos halogenados como el tetracloruro de carbono, 1,2-diclorobenceno,

benceno, 1,1,2-tricloroetano, clorobenceno y fluorobenceno, los flujos gaseosos de las

plantas química, proyectos de tratamiento de agua subterránea y suelos y los

incineradores de residuos peligrosos.

La Allied Signal (USA) ha desarrollado una patente de catalizador de oxidación que se

declara como el catalizador comercial más activo y estable. Además de oxidar los

compuestos halogenados antes mencionados, simultáneamente destruye otros vapores

orgánicos en el gas.

La Catalytica Inc. (Mountain View, California) está desarrollando un proceso de oxidación

por absorción catalítica que logró una reducción de 96 % de los vapores de hidrocarburos

en pruebas de laboratorio (Catalytica afirma que un 99 % se logrará en su unidad

prototipo). La corriente de gas fluye a través de un absorbedor donde los hidrocarburos

son recolectados. Después son desabsorbidos y enviados a la etapa con catalizador en

donde son destruidos a una temperatura alrededor de 300 C. El proceso parece ser

adecuado para manejar flujos relativamente grandes de gas con concentraciones bajas

de hidrocarburos. (El prototipo será diseñado para 2500 ppm de hidrocarburos).

La oxidación catalítica del gas residual en la Planta Claus ha sido practicado

extensamente en Europa durante un número de años.



10.0 AZUFRE (SOx,H2S)

El azufre generalmente consiste de dióxido de azufre (95-99%) y trióxido de azufre (1-5%)

El azufre, generalmente en forma de sulfato, es esencial para el crecimiento de las

plantas. El Dióxido de azufre, en bajas concentraciones es absorbido por las plantas y

oxida rápidamente a los sulfatos. Sin embargo, información actual demuestra que a

concentraciones mayores la vida de las plantas es mucho más sensible al dióxido de

azufre que los humanos.

El dióxido de azufre es un contribuidor principal en la depositación de ácido. Se combina

con agua para formar ácido sulfuroso. También reacciona con oxígeno para formar

trióxido de azufre, el cual, a su vez, forma ácido sulfúrico. Cuando la precipitación causa

la depositación, se conoce como lluvia ácida. De otra forma, se conoce como

depositación seca.

La depositación de ácido - seca y mojada - ha generado un aumento en la acidez de

lagos y ríos, con una consecuente pérdida en la vida acuática. Los edificios sufren un

incremento en la corrosión. Los suelos pueden ser acidizados con pérdidas en los

metales pesados y puede haber reducciones en el rendimiento de las cosechas. La

sensibilidad del suelo a la depositación de ácido es de principal importancia cuando se

evalúa el impacto ambiental de un proyecto. Sin embargo, es sumamente difícil de medir.

Una serie a diferentes tiempos de valores de pH mostrará una gran variación sin ninguna

tendencia, exceptuando a plazo largo.

El siguiente método se propone como un posible medio para arribar a estimaciones

razonables de los efectos de la depositación de azufre en los suelos.

Los estudios han demostrado que una depositación inicial de ácidos proviene de una

disminución en el pH del suelo. (Las depositaciones de azufre se convierten en acídicas

como un resultado de conversión bacterial). Una vez que el suelo ha alcanzado equilibrio

habrá una recuperación gradual hasta regresar al nivel original de pH. Dosis sucesivas de

ácido repiten éste proceso pero las gráficas de pH/tiempo cambian a distintos puntos que

coinciden con una disminución del pH recuperado. Se especula que la capacidad de



intercambio de cationes del suelo actúa como un almacenaje temporal del ácido, el cual

se libera después para reaccionar con los minerales en el suelo. La sensibilidad del suelo

a la depositación parece ser una función de una serie de minerales específicos de lugar

que controlan el pH, cada uno a su vez reaccionando más lentamente para neutralizar el

ácido. Continuando éste experimento hasta que el suelo sea completamente acidizado, la

cantidad de ácido se deduce. Junto con el ritmo estimado de depositación de azufre, el

tiempo para lograr una acidización completa se puede calcular.

Con una luz solar adecuada, temperatura moderada, humedad relativa alta, humedad del

suelo, tipo de planta y etapa de crecimiento, puede haber un daño agudo o crónico del

dióxido de azufre. El límite aceptable de exposición varía ampliamente, dependiendo de

las variables antes mencionadas, particularmente el tipo de planta.

Los experimentos han mostrado que existe un efecto sinergístico cuando ciertas especies

de planta se exponen a mezclas de dióxido de azufre/ozono y dióxido de azufre/dióxido de

nitrógeno. Las emisiones de dióxido de azufre y de partículas exhiben efectos

sinergísticos de salud cuando se combinan. (Existe cierta evidencia que indican que los

problemas atribuidos al SO2 y partículas pueden, de hecho, deberse a los sulfatos).

El umbral del sabor y olor para el dióxido de azufre varía de 0.3-1.0 ppm. Los estudios

han demostrado que a niveles de exposición de menos de 1 ppm aparentemente sólo

existen efectos menores y transitorios en individuos saludables que hacen ejercicios. Sin

embargo, las personas asmáticas que hacen ejercicios pueden experimentar problemas

transitorios. No hay una evidencia clara de efectos sinergísticos del dióxido de azufre y el

ozono o del dióxido de nitrógeno.

La relación entre los niveles de dióxido de azufre con la mortalidad humana es muy

complicada debido a la interacción de muchos otros contaminantes, especialmente las

partículas. Existen evidencias que sugieren que los niveles elevados de dióxido de azufre

(0.15 ppm) aumentan los ritmos de mortalidad entre aquéllos que tienen enfermedades

cardiorespiratorias. También se ha postulado que el dióxido de azufre es instrumental en

el desarrollo de cáncer pulmonar. Hasta la fecha no hay una evidencia clara que indique

que es un cancerigeno.



Esta sección considera la reducción de emisiones de azufre de las siguientes áreas:

Unidades de recuperación de azufre

Gas de combustión del regenerador CCF

Gas de combustión del calentador y caldera

Aceite combustible pesado (aceite para caldera de barco)

Diesel combustible

El coque de petróleo y el carbón se discuten en el Apéndice C.

Estrechamente relacionada con el tratamiento del diesel combustible está la cuestión de

los contenidos reducidos de aromáticos para el diesel combustible con objeto de reducir

emisiones de partículas carcinógenas. Puesto que el mismo proceso de desulfurización

es usado, la reducción de aromáticos en el diesel se discute en esta sección.

La desulfurización y otros procesos de tratamiento hidrogenado se usan para el

pretratamiento de flujos internos de refinería y de planta de gas. La discusión de éstos

temas está fuera del enfoque de esta guía.

10.1 Unidades de Recuperación de Azufre

En los últimos 25 años, un número considerable de procesos se han desarrollado para

mejorar la eficiencia de las unidades de recuperación de azufre, particularmente con

relación a la limpieza del flujo de gas residual. Este documento supone, como un caso

base, una unidad Claus de recuperación de azufre. La tecnología Claus ha estado en

servicio durante muchos años y se ha estimado que el 95 % de todas las plantas

recuperadoras de azufre emplean este diseño. Por lo tanto, no se proporciona una

descripción. Sin embargo, como referencia, véase el esquema del plano de flujo de la

Figura 7.



Esta sección describe brevemente varias propuestas recientes para modificar las

unidades Claus, incluyendo el desarrollo de tecnologías nuevas; varios de los muchos

procesos de limpieza del gas residual; medios para desgasificar el ácido sulfhídrico de las

fosas de azufre.

Los siguientes artículos se recomiendan para revisiones técnicas del proceso Claus:

- Look at Claus Unit Design; por D. Parnell; Hydrocarbon Processing; Septiembre

1985

- Sulphur and Carbon Deposition on Claus Catalyst Examined; por K. Goodboy, J.

Downing, H. Fleming; Oil & Gas Journal; Noviembre 4, 1985

- Relationship of Activity and Porosity of Claus Catalysts; por Dr. M. Pearson; 69th

Canadian Chemical Conference; Junio 3, 1986

- An Overview of Liquid Redox Sulfur Recovery; por D. Dalrymple, T. Trofe, J.

Evans; Chemical Engineering Progress; Marzo 1989

10.1.1 Eficiencias de Extracción de Azufre

Con los niveles actuales de la tecnología, las siguientes eficiencias de recuperación de

azufre son prácticas para las plantas nuevas:

Tamaño de la Planta, ton/d % Extracción S

> 2000 99.8

50-2000 98.5-98.8

10-50 96.2

5-10 90

< 5 70

Se recomienda que estas eficiencias se apliquen a las unidades existentes que

experimentan modificaciones substanciales del proceso o un incremento en la capacidad

de 25 % o más.



10.1.2 Unidades Claus

Todas juntas, más de 25 reacciones se realizan en el proceso Claus pero la más

fundamental es

2 H2S + SO2 --> 1.5 S2 + 2 H2O

Por lo tanto, es muy importante que sólo se inyecte en el quemador principal el suficiente

aire para quemar una tercera parte del ácido sulfhídrico (a dióxido de azufre) y el total de

los otros combustibles.

La presencia de hidrocarburos en el gas ácido causa que se consuman grandes

cantidades de oxígeno, para detrimento de la reacción principal. Además, cantidades

excesivas de coque se depositan en el catalizador y el azufre sufre un descoloramiento.

Los mercaptanos en la alimentación similarmente consumen oxígeno y los estudios de

simulación por computador han demostrado que los rendimientos en la recuperación de

azufre se reducen notablemente. Además, los requerimientos de calor aumentan.

El amoníaco y los cianuros reaccionan con los productos de azufre para formar sulfato y

sulfuro de amonio que taponan las capas de catalizadores. El agua ha sido identificada

como la causa principal del envejecimiento del catalizador. El agua y el amoníaco entran a

la unidad Claus como componentes del gas producido en el rectificador del agua amarga.

Es necesario tener un condensador en esa unidad para extraer toda el agua posible.

La máxima eficiencia de una unidad Claus está gobernada por la reacción cinética. El

valor es una función del número de etapas del convertidor y la concentración de ácido

sulfhídrico.

20% H2S 60% H2S 100% H2S

Claus Modificado 2 Etapas 95.2 96.2 96.4





Las unidades Claus de dos etapas pueden reducir notablemente las emisiones de azufre

del gas residual mediante una tercera etapa y por lo tanto pueden mantener una

recuperación promedio de azufre de 97 % o mayor sobre el ciclo de operación. Sin

embargo, el incremento en eficiencia por la adición de una cuarta etapa es tan pequeño

que la opción no es viable a menos de que se adopte una configuración de reactor

oscilante de subpunto de rocío. Las eficiencias reales tienden a ser uno o dos porciento

menores debido a una ignición inapropiada, impurezas en la alimentación, envejecimiento

del catalizador, etc.

Una refinería aumentó la capacidad de su unidad recuperadora de azufre en un 20 %

mediante el uso de aire enriquecido (28 % oxígeno). Se instalaron quemadores nuevos

adecuados para todas las concentraciones de oxígeno, y capaces de quemar gas ácido y

gas del rectificador de agua amarga a 1200-1260 C - para la destrucción total de

amoníaco .

Si se usa aire enriquecido con oxígeno, la unidad debe tener la metalurgia apropiada.

Todas las válvulas deben estar limpias de aceite y grasa. Una vigilancia confiable de la

temperatura a la salida del horno y un control del aire de combustión son de extrema

importancia cuando esta opción es considerada.

El proceso MTE de recuperación de azufre tiene un condensador de horno y azufre -

como en la unidad convencional Claus. Sin embargo, la sección restante de la unidad usa

un sistema de circulación de catalizador algo parecido al de la unidad CCF. El gas a la

salida del condensador se recalienta a 175-220 C y después entra de nuevo al

regenerador, donde, parecido al vapor depurador del regenerador, limpia el azufre del

catalizador. El catalizador caliente y limpio entra entonces a un reactor de tubería.

El gas cargado con azufre pasa del regenerador a un condensador de azufre. El gas

saliendo de este segundo condensador se enfría para extraer el agua formada por la

reacción Claus. El gas seco se recicla al reactor de tubería. La reacción Claus catalizada

resultante se lleva a cabo abajo de la temperatura del punto de rocío del azufre. La

mezcla entra al recipiente del reactor, de donde el gas residual se descarga y el

catalizador cubierto con azufre, fluye al regenerador.



No existen unidades comerciales (hasta Abril 1991) pero pruebas en una unidad prototipo

indican que el consumo de catalizador es aproximadamente 25-40 % del que se tiene en

una unidad Claus convencional de estrato fijo. El fabricante afirma que los costos son más

o menos 40 % más bajos, que no hay limitaciones de relación de mitigación y que es

posible una recuperación de azufre mayor de 99 % .

10.1.3 Tratamiento del Gas Residual

Una comparación de las eficiencias de recuperación de azufre esperadas, listada en la

sección 10.1.1, con las eficiencias en unidades Claus en equilibrio (véase la sección

anterior) claramente muestra que un incremento en la recuperación puede ser logrado

corriente abajo de la unidad básica de recuperación de azufre - mediante el tratamiento

del gas residual (el flujo final de gas que sale de la unidad de recuperación de azufre),

que en el pasado por lo general se incineraba. Muchos procesos se han desarrollado para

reducir la cantidad de contaminantes a un mínimo, por lo tanto incrementando la eficiencia

general de recuperación de azufre de la unidad.

El método más común de limpieza de gas residual es el Tratamiento Shell Claus de Gas

Residual (TSCGR) o Shell Claus Off Gas Treating (SCOT). El gas es calentado a 300 C y

mezclado con hidrógeno (o cualquier otro gas reductor). Todos los componentes de

azufre se convierten en ácido sulfhídrico en un reactor de hidrogenación. Este flujo es

después enfriado en un calentador de calor residual y torre de enfriamiento con agua. El

ácido sulfhídrico es absorbido del gas con una amina, la cual es altamente selectiva de

H2S en la presencia de dióxido de carbono, si las concentraciones de CO2 ameritan la

separación. De lo contrario, un solvente indiscriminante, como lo es el di-isopropanalimina

(DIPA), es usado. El gas residual del absorbedor se envía al incinerador. Las emisiones

de dióxido de azufre son menores de 500 ppmv. Nótese que 20-30% del dióxido de

carbono en la alimentación del absorbedor puede ser usado por la amina. La amina es

eliminada del sulfuro en un regenerador convencional de amina y gas ácido se recicla de

nuevo a la entrada de la unidad Claus.

El proceso SCOT consiste de tecnología convencional que produce una eficiencia muy alta de

limpieza y buena confiabilidad. Aunque los costos de operación son bajos, la inversión capital

es aproximadamente la mitad de la unidad Claus corriente arriba. Si el gas residual Claus



contiene altas cantidades de dióxido de carbono una alternativa de la unidad SCOT puede ser

el proceso Beavon-Stretford, aunque tiene varios problemas que lo acompañan.

Las unidades Stretford han estado en servicio durante muchos años. Son los ejemplos

más comunes de una familia de tratamiento denominada recuperador líquido redox de

azufre. Esta tecnología utiliza oxígeno, en un proceso de una etapa a temperatura y

presión del ambiente, para convertir ácido sulfhídrico en azufre en un número de

servicios, incluyendo el tratamiento Claus de gas residual.

El gas de salida es con frecuencia menor de 10 ppm H2S. Una variedad de ritmos de

inyección y concentraciones de ácido sulfhídrico se pueden manejar con efectividad. Los

procesos Stretford, Unisulf y Sulfolin usan un catalizador de vanadio; el LO-CAT y

SulFerox usan un hierro quelado; el Hiperión usa hierro quelado y naftaquinona.

Las unidades Stretford usan ácido disulfónico de antraquinona (ADA) para regenerar

vanadio (IV) - formado durante una reacción intermedia cuando los iones de bisulfuro se

oxidan en azufre elemental - de nuevo en vanadio (V).

Se piensa que otros compuestos de azufre (sulfuro de carbonilo y disulfuro de carbono )

no reaccionan con la solución Stetford. Se conoce la forma en que contribuyen con los

olores y otros problemas en el oxidador. Aparentemente, las substancia orgánicas no

reaccionan con la solución, pero pueden causar espuma, flotación y malos olores.

Debido a la acumulación de sales de tiosulfato y sulfato, es necesario cambiar la solución

Stretford. La eliminación del catalizador de vanadio y del ADA crean ciertos problemas

ambientales. Existe un número de técnicas para el tratamiento de la solución gastada

Stretford para recuperar compuestos químicos y convertir otros componentes residuales

en productos derivados de utilidad. Se debe ejercer un cuidado apropiado cuando se

manejen compuestos en polvo de vanadio y ADA.

Estos problemas ambientales y de seguridad y la eficiencia de los procesos que utilizan

metilodietilamina (MDEA) han hecho a las unidades Stretford opciones menos populares

para el tratamiento de gas residual.



El proceso Unisulf fue desarrollado por la Unical. Ellos afirman que virtualmente toda la

formación de derivados de sales es eliminada. También no poseen derretidor de azufre.

También se afirma de que el proceso Sulfolin (Linde AG) tiene una producción baja de sal

pero se dispone de datos muy limitados.

El proceso LO-CAT de ARI Technology recientemente ha tenido mucho éxito,

especialmente para unidades de recuperación de azufre más pequeñas. Sin embargo, el

rango de aplicaciones comerciales es todavía limitado, comparado con el Stretford y sus

derivados. El LO-CAT utiliza dos quelados de hierro patentados, un biocida y un

surfactante. Los costos químicos parecen ser más altos que en los procesos a base de

vanadio, pero el tamaño del equipo (gastos capitales) y costos de servicio son menores.

El método SulFerox (Shell Oil/Dow Chemical) usa una solución de quelado de hierro de 2-

4 % que proporciona una alta capacidad de extracción de H2S en la solución. Esto se

traduce en tamaños más chicos en el equipo. La conservación de la solución de hierro ha

resultado ser un problema mayor. Existen muy pocos datos comerciales. El proceso

Hiperion (Ultrasystems) usa hierro quelado y naftaquinona, que el fabricante declara

genera tiempos de residencia mucho más cortos (es decir, equipo más pequeño).

Contrario a las otras unidades redox, el proceso Hiperion usa un filtro de plato y cuadro

para la extracción de azufre. De nueva cuenta, existen muy pocas aplicaciones

comerciales.

El artículo "An Overview de Liquid Redox Sulfur Technology", por D. Dalrimple, T. Trofe y

J.Evans (Chemical Engineering Progress, Marzo 1989) se recomienda para un buen

repaso de esta tecnología, especialmente el proceso Stretford.

Comprimo, y otras organizaciones holandesas, han desarrollado el proceso Superclaus.

Existen dos opciones, que proporcionan 99 % o 99.5 % de recuperación de azufre. Para

la opción de 99 %, un reactor selectivo de oxidación se instala a la salida del último

condensador de azufre. El catalizador convierte más del 85 % del ácido sulfhídrico en el

gas residual en azufre; no es sensible al oxígeno en exceso (para formar dióxido de

azufre); otros combustibles no son afectados y el catalizador no es dañado por el agua.

En la opción de 99.5 %, un reactor de hidrogenación y enfriador de gas se incluye



corriente arriba del reactor selectivo de oxidación (e inyección de vapor) para la reducción

de compuestos de azufre en ácido sulfhídrico.

De la salida del reactor selectivo de oxidación, el flujo pasa a un condensador de azufre y

el gas residual de ése equipo es incinerado.

Esta tecnología acarrea bajas inversiones capitales y bajos costos de servicio. Se puede

incorporar fácilmente a unidades existentes Claus.

La Mobil Oil AG ha desarrollado el Proceso Mobil de Oxidación Directa (Promod) o

Modop en inglés. El gas residual Claus se calienta y después se hidrogena sobre un

catalizador de cobalto-(o níquel-)molibdeno. El gas se enfría para extraer agua la cual se

envía a un rectificador de agua amarga. El gas es después recalentado y se agrega aire

para proporcionar la relación propia de oxígeno/hidrógeno antes de que el gas se pase

sobre un catalizador de óxido de titanio a 170-200 C. La oxidación del ácido sulfhídrico en

azufre es una reacción exotérmica, la cual es adversamente afectada si la temperatura

excede 250-270 C. Por lo tanto, sólo el aire suficiente se agrega para alcanzar esas

temperaturas y un segundo reactor se instala para alcanzar la máxima recuperación de

azufre. Existen condensadores de azufre a la salida de cada uno. Si la unidad Claus

alcanza suficiente recuperación y el gas residual no es muy rico en ácido sulfhídrico, un

solo reactor Promod puede ser suficiente.

El vapor de agua en el gas residual reduce la eficiencia de éste proceso catalítico. En

algunos casos un líquido higroscópico se usa para reducir el contenido de agua corriente

abajo de la torre de enfriamiento.

Por lo menos tres unidades Promod han estado en servicio durante 4-8 años. La

operación ha sido buena, con eficiencias de recuperación de 99.0-99.5%.

El sistema de la Universidad de Texas A&M recientemente ha publicado una patente para

su diseño de un proceso electroquímico para la producción de hidrógeno y azufre a partir

de ácido sulfhídrico. Los investigadores afirman que el proceso se puede adaptar

fácilmente a un número de situaciones, incluyendo la limpieza de gas residual.



10.1.4 Degasificación de Fosas de Azufre

El azufre disolve ácido sulfhídrico y reacciona con él para formar sulfanos, o polisulfuro de

hidrógeno (H2SOx). Los sulfanos después se descomponen lentamente, emitiendo ácido

sulfhídrico. Como resultado, la concentración de ácido sulfhídrico en las fosas de azufre

es con frecuencia del orden de 200-300 ppm. Dos actividades, ambas presenten durante

la carga y descarga de azufre, causan que el ácido sulfhídrico se libere rápidamente del

azufre derretido: agitación y enfriamiento a cerca de 130 C. Esto no sólo posee un

problema de olores, sino que los niveles pueden ser tóxicos para aquéllos que cargan y

descargan el azufre y una mezcla explosiva se puede formar en los tanques sin

respiraderos. El problema es más agudo en el almacenamiento con recipientes cerrados.

Además, la calidad del azufre disminuye.

Mediante el bombeo de azufre líquido a través de una boquilla de regar localizada en la

porción superior de la fosa de azufre, y con el paso de gas residual Claus a través del

regado de azufre, el ácido sulfhídrico emerge y se quema en el incinerador o se envía al

tratador de gas residual. Un catalizador es inyectado en el azufre para aumentar el ritmo

de descomposición de los sulfanos. Originalmente, este catalizador era amoníaco pero, a

pesar de que era muy efectivo, las sales de amonio causaban taponamientos e

incrustaciones. La Elf Aquitaine desarrolló Aquisulf. Este es un líquido estable de baja

presión de vapor, que es capaz de desgasificar el azufre a 100 ppmp H2S. El proceso

puede ser continuo o intermitente.

La inversión capital es relativamente baja - especialmente si se convierte la inyección de

amoníaco - y el costo de Aquisulf es aproximadamente el mismo que el del amoníaco,

sobre una base de consumo. Sin embargo, los ahorros en el mantenimiento son bastante

importantes.

La Exxon tiene un proceso similar, en donde un catalizador de patente se introduce en la

fosa y al ácido sulfhídrico se le permite que salga del azufre. Si se desea o se necesita, la

agitación puede reemplazar al tiempo de residencia. Se recomienda que la tubería para la

adición del catalizador sea de acero inoxidable para prevenir incrustaciones al entrar a la

fosa. El gas de barrido mantiene el espacio de vapor de la fosa bajo el límite de explosión.



10.2 Gas de Combustión del Regenerador CCF

La cantidad de azufre que va al regenerador UCCF es proporcional a la generación de

coque, que a su vez es función del contenido de azufre en la alimentación, nivel de

conversión y el ritmo de aceite de reciclado. La cantidad que sale del regenerador en el

gas de combustión depende de las condiciones en ése recipiente. Por ejemplo, las

emisiones SOx durante la combustión parcial CO son 10-30 % más altas que en el

método convencional de regeneración: con combustión completa CO, 40-65 % más alta.

Muchas jurisdicciones han adoptado Estándares de Desempeño de Nuevas Fuentes

(EDNF) que requieren que las UCCF, recientemente construidas, modificadas, o que

emiten más dióxido de azufre como resultado de cambios físicos y/u operacionales,

reduzcan esas emisiones mediante uno o más de los siguientes métodos:

- Procesamiento de alimentaciones dulces únicamente (menos de 0.30 % en peso

de azufre)

- Desulfurización de alimentaciones a menos de 0.30 % en peso de azufre y las

emisiones de SO2 a menos de 9.8 kg/t de coque quemado

- Depuración de los gases de combustión (reducción de SO2 en un 95 % o menos

de 50 ppmv)

- Utilizando un aditivo para la reducción de SOx para mantener las emisiones a

menos de 9.8 kg/t de coque quemado o típicamente 200-300 ppmv.

10.2.1 Calidad de la Alimentación UCCF

El procesamiento de cargas dulces UCCF se está haciendo cada vez más difícil ya que

los aceites crudos cada vez más tienden a ser amargos. La selección de esta opción

depende del costo del aceite crudo necesario, el valor del rendimiento del producto

alcanzable en la UCCF y cualquier posible modificación al/las equipo/operaciones.

El hidrotratamiento de la alimentación UCCF substancialmente reducirá las emisiones de

óxido de azufre y generará menores niveles de azufre en productos tales como el diesel

combustible. También mejorará la producción UCCF y la vida del catalizador. Por otro

lado, el hidrotratamiento de la alimentación UCCF es costoso. En algunos casos, una

planta de hidrógeno es necesaria. Muchas de las condiciones de operación y problemas

encontrados durante el hidrotratamiento de la alimentación UCCF son similares a los que



se presentan durante el hidrotratamiento de residuo. Véase la sección 10.4.

Los fabricantes de catalizadores se deben consultar para verificar los beneficios en el

procesamiento de cargas UCCF más dulces. Además, estudios amplios de ingeniería se

deben llevar a cabo en todas las unidades corriente abajo relevantes para asegurarse de

que son adecuadas. Por ejemplo, las instalaciones de tratamiento de gas combustible y

de recuperación de azufre pueden requerir renovaciones. Una programación lineal se

debe usar para determinar el programa óptimo de producción y su valor.

El hidrotratamiento de la alimentación del coquificador (vacío inclinado) no parece ser

efectivo en materia de costos.

10.2.2 Lavado del Gas de Combustión UCCF

El lavado de gas de combustión es un método eficiente para la extracción de óxidos de

azufre. En muchos casos es requerido para cumplir con estándares más rígidos. El

sistema de lavado de gas húmedo (SLGH) de la Exxon es muy típico. El gas de

combustión UCCF pasa a través de un lavador o depurador del tipo venturi que usa una

caída de presión o una boquilla de dispersión. Las partículas se combinan con las gotas

de líquido y el dióxido de azufre se extrae en un líquido "regulado", generalmente una

lechada de caliza. El líquido "sucio" se separa en un tambor, que está equipado con un

extractor de neblina. Se agrega solución cáustica de reemplazo y la mezcla es

recirculada.

Una parte del líquido recirculado se lleva a la unidad de tratamiento de purga. Solución

cáustica se agrega para prevenir que el dióxido de azufre se libere y un polímero se

agrega para mejorar la sedimentación. Los sólidos son después extraídos en un depósito

de decantación y se concentran aún más en un espesador. De ahí son enviados a un filtro

de vacío con un estrato granular para la extracción del agua libre. Los sólidos húmedos

producidos quedan listos para eliminarse en un sitio de confinamiento sanitario.

El sobreflujo de agua del depósito de decantación se mezcla con aire comprimido para la

reducción de la demanda de oxidación química (DOQ) a niveles de 50 mg/l o menos. El

agua es después descargada (en algunos casos después de enfriarse).



El sistema de Lavado Húmedo de Gas no reduce las emisiones de óxidos de nitrógeno.

Un número de pruebas demostró que la extracción de dióxido de azufre es de 93-95 %, con

valores a la salida del orden de 5-62 ppmv. La extracción de partículas fue de 85 %.

Las ventajas de los depuradores son que los óxidos de azufre y las partículas se pueden

eliminar a niveles inferiores de las normas más rígidas. Las desventajas son los costos

capitales y de operación sumamente altos.

10.2.3 Aditivos para la Reducción de SOx

Los aditivos para la reducción de SOx, o barredores, trabajan sobre el principio de que el

azufre en coque UCCF se oxida en dióxido de azufre, que a su vez reacciona con oxígeno

para formar trióxido de azufre. Este es el factor limitante en el proceso. El trióxido

después forma con cierta rapidez un sulfato con el componente metálico del aditivo y se

regresa al reactor donde se reduce en ácido sulfhídrico. El sulfato también se puede

reducir en sulfuro de metal en el reactor, en cuyo caso el vapor en el rectificador de

catalizador lo convierte en ácido sulfhídrico. El H2S sube y se captura en la planta de gas

corriente abajo y la unidad de recuperación de azufre. La carga adicional en ésta última

unidad es por lo general 5-20 %.

Nótese que algunos catalizadores CCF, como los producidos de arcilla de caolín y que

tienen matrices estables con alúminas altas, tienen cierta habilidad para catalizar el

dióxido de azufre en reacción de trióxido.

La formación de trióxido de azufre es favorecida con el incremento del oxígeno en exceso

y temperaturas menores. La conversión de monóxido de carbono en dióxido de carbono

es mucho más rápida que la del SO2 en SO3. Por lo tanto, se recomienda la adición de un

promotor de combustión CO, suponiendo que se tiene presente suficiente oxígeno en

exceso para realizar también la oxidación de azufre.

Existe bastante variación en los resultados, pero virtualmente toda la experiencia

operacional ha demostrado que cuando se opera a condiciones de combustión CO

completa, los barredores extraen una porcentaje más alto de SOx que cuando se opera a

condiciones de combustión CO parcial.



La experiencia operacional ha mostrado un ritmo de consumo de barredores de 5-25 kg

de SOx extraído por kg de barredor.

La Katalistiks/UOP fabrica su catalizador DESOX, el cual es una tierra rara (óxido de cerio

?)/espinela de magnesio/aluminio. A diferencia de los aditivos iniciales, que incrementaron

los niveles de NOx en el gas de combustión, el DESOX aparentemente los reduce - una

prueba comercial mostró una caída del 30 %.

Sin embargo, se requiere más trabajo en esta área para confirmar esto. El efecto en la

producción UCCF es mínimo. La inversión capital es mínima, aunque los costos de

operación son altos. Una ventaja adicional de esta tecnología es que si la refinería ha

escogido otras opciones para controlar las emisiones SOx (hidrotratamiento de la carga,

lavado del gas de combustión), los barredores se pueden usar como una medida

temporal si las opciones anteriormente mencionadas están fuera de servicio.

Existe un número de otros catalizadores reductores de SOx que se han desarrollado en la

pasada década. Entre estos se incluyen el Unisox (Union Oil) y Transox (Chevron). La

Chevron observó que el Transox no es compatible con todos los catalizadores CCF. La

Engelhard desarrolló un catalizador bifuncional de craqueo/transferencia de SOx,

ULTRASOX-560, hace aproximadamente nueve años.

10.3 Gas de Combustión del Calentador y la Caldera

Una opción para reducir las emisiones de óxido de azufre de las chimeneas del calentador

y la caldera es la desulfurización de los combustibles. Véanse más adelante los

comentarios sobre el aceite combustible pesado (sección 10.4) y la combustión de carbón

y/o coque del petróleo (Apéndice C).

El tratamiento del gas de combustión con el lavado con amina es una práctica bien

establecida e integral en una refinería. El ácido sulfhídrico y, si se desea, el dióxido de

carbono se extraen del gas de combustión mediante el contacto del gas con una solución

acuosa de amina. El gas endulzado se envía al sistema de combustible. La solución rica

en amina se regenera después usando calor para expulsar el ácido sulfhídrico y el dióxido

de carbono, que se envían a la unidad de recuperación de azufre.



El tipo de amina depende del servicio requerido. La más fuerte es la monoetanolamina

(MEA). Tiene el peso molecular más bajo, por lo tanto, tiene una gran capacidad para

absorber gases - ácido sulfhídrico y dióxido de carbono. Térmicamente es muy estable.

Sin embargo, tiene una presión de vapor mayor que las demás y en ocasiones requiere

de un lavado con agua en el flujo de gas endulzado para reducir las pérdidas por

evaporación. La desventaja principal del MEA es que reacciona con el disulfuro de

carbono y sulfuro de carbonilo para formar compuestos corrosivos no regenerables.

Requiere de un regenerador en la solución del solvente para mantener la calidad.

La Dietanolamina (DEA) generalmente se escoge cuando están presentes gases del

proceso de craqueo. Tiene una presión de vapor menor que la MEA y no reacciona con el

sulfuro de carbonilo y el disulfuro de carbono. Se hace corrosiva si la concentración de

amina y si la carga del gas ácido llegan a ser muy altas.

Las siguientes soluciones de amina se están convirtiendo muy populares y ofrecen ciertas

ventajas en muchas áreas del tratamiento.

La di-isopropanolamina (DIPA) es un solvente excelente. No es tan corrosiva como las

aminas primarias (MEA y DEA). Por lo tanto, permiten cargas mayores de H2S por mole

de solvente circulado. Absorbe sulfuro de carbonilo así como también ácido sulfhídrico y

se puede diseñar para absorción baja o muy alta de dióxido de carbono. También, cuesta

más o menos lo mismo que la DEA.

La metildietanolamina (MDEA) es muy selectiva en la absorción de ácido sulfhídrico en la

presencia de altas concentraciones de dióxido de carbono. Es menos corrosiva y puede

operar con cargas más grandes de H2S que cualquier otra amina primaria o secundaria.

Una gran desventaja es su costo.

La trietanolamina (TEA) fue la primera amina en usarse pero su baja capacidad de

absorción y estabilidad han motivado su reemplazamiento. Ya no se usa.

Las aminas en ocasiones se combinan con glicol dietileno y agua (15-20 % MEA o DEA,

5-10 % agua, el balance de glicol; o 30 % MDEA). Esto no solamente endulza el gas, sino



que también lo deshidrata. La regeneración de amina requiere de menos vapor. Las

desventajas son una purificación más difícil de la solución amina-glicol y el hecho de que

un proceso de deshidratación simple de glicol es más efectivo.

Se recomienda que los contenidos de azufre en el gas de combustión se reduzcan a 50

ppm o menos mediante la actualización del sistema de tratamiento con amina. Esto se

puede lograr en ciertas formas:

- Manteniendo la calidad de la amina mediante frecuentes adiciones de amina

fresca

- Usando la amina más apropiada

- Cambiando los platos del depurador de gas de combustión y del regenerador de

amina para mejorar la captura de ácido sulfhídrico en el primer recipiente y la

extracción de amina en el segundo

- Operando la unidad de tratamiento con amina en la forma más eficiente.

La extracción de azufre con frecuencia se hace en el extremo opuesto del proceso de

combustión - la desulfurización del gas de combustión.

Tres tecnologías principales se discuten - depuración, desulfurización química mojada,

desulfurización química seca -seguidas por descripciones breves de varios desarrollos

recientes.

La depuración se puede hacer con el uso de torres con rociadores, desviadores o bafles,

platos o empacadas. Las torres con rociadores son las más eficientes para la extracción

de óxidos de azufre. Las caídas de presión son bastante bajas. Sus principales

desventajas son que el líquido debe estar libre de sólidos para prevenir taponamiento de

las boquillas y que poseen eficiencias bajas en la extracción de partículas - no son

efectivas para partículas de 5 micrones o menos.

Los depuradores con desviadores operan a bajas presiones. El líquido se escalona sobre

una serie de desviadores mientras que el flujo de gas pasa a través de la cortina

descendente. Etapas múltiples se utilizan para alcanzar la eficiencia requerida. Hasta un

90 % de partículas de un micrón o más de tamaño se pueden extraer. No tienen



problemas serios de taponamiento. Sin embargo, mezclas de líquido/gas inadecuadas

pueden ocurrir. Estas unidades son relativamente baratas de instalar.

En los depuradores de platos, el gas pasa a través de un plato o bandeja perforada con

muchos orificios pequeños y después golpea un plato de choque. Esto logra una

eficiencia de extracción relativamente alta de partículas y de SOx (cerca de 90%) dentro

de una sola etapa. Una extracción mayor se obtiene con el uso múltiple de platos. Los

problemas mayores son el taponamiento de los orificios, formación de incrustaciones en

el plato de choque y la necesidad de tener un plato móvil con objeto de acomodar flujos

variables de gas.

Las torres con estratos empacados ofrecen extracciones altas del óxido de azufre pero

en general no son muy adecuadas para la extracción de partículas.

Todos los procesos químicos mojados tienen cierta habilidad para extraer partículas. La

eficiencia varía de acuerdo a la carga y tamaño de las partículas y a la caída de presión

del sistema. Con frecuencia este equipo es instalado corriente abajo de filtros,

precipitadores o ciclones. Esto no sólo reduce la carga de partículas en el depurador sino

que también el volumen por eliminar del residuo.

Comúnmente, reactivos de sodio o calcio se usan para depurar el gas aunque algunos

flujos de desperdicio pueden ser apropiados. Se requieren cantidades grandes de líquido.

Los problemas principales son el taponamiento y las incrustaciones en el depurador,

corrosión y la eliminación de los residuos que contienen azufre. Los procesos que usan

sodio no generan residuos sólidos. Los depuradores con cal generan residuos sólidos: el

sedimento o lodo de sulfuro de calcio es gelatinoso y presenta un problema para su

eliminación.

Algunos diseños usan un proceso dual alcalino en el cual el dióxido de azufre reacciona

para formar compuestos solubles (sulfuro de sodio y sulfato de sodio, por ejemplo) en el

mismo depurador. (También se han utilizado amoníaco y metilamina, pero con menos

frecuencia). Las sales solubles son entonces extraídas del depurador y reaccionadas para

formar sales insolubles como el sulfuro y sulfato de calcio. Una ventaja de la tecnología



dual alcalina es que los iones de sodio se regresan al líquido: la composición del sodio es

por lo tanto baja y el residuo es fácilmente eliminado en un sitio de confinamiento.

Para una buena descripción del diseño de un sistema de torre de rociadores (circulando

una lechada de caliza), originalmente para la salida de un calentador de planta eléctrica,

véase "Spray Tower: The Workhorse of Flue-Gas Desulfurization", por A. Saleem, en la

edición de Octubre 1980 de la revista Power.

Una opción para refinerías costeras puede ser el uso de agua marina. El agua marina es

ligeramente alcalina y reacciona con el dióxido de azufre. El gas de combustión se enfría

alrededor de 200 C usando agua salada y después se envía a un depurador de dos

etapas de agua marina, en donde se pone en contacto con agua salada.

El gas es ese momento está a la temperatura ambiente y se debe recalentar para

proporcionar un levantamiento adecuado de penacho. El agua marina acídica se

neutraliza con agua marina adicional y después se airea (para formar sulfatos, antes de

descargarse al océano. Antes de que esto se haga, el pH y el contenido de oxígeno del

efluente deben ser verificados.

La depuración seca incluye equipo mecánico menos complejo que la depuración

mojada. El gas ácido entra un secador con rociadores y pasa a través de un rociado de

lechada de cal o ceniza de soda. El calor del gas seca las sales. Las sales y la ceniza de

soda se sacan a un dispositivo de recolección de partículas, como por ejemplo un

precipitador electrostático o filtro de tela. El residuo seco se puede enviar a un sitio de

confinamiento o una porción reciclarse de nuevo al secador con rociado para reaccionar

completamente el reactivo.

Se pueden lograr eficiencias de extracción mayores de 90%, siempre y cuando se usen

altos ritmos de carga molar de reactivos. Los reactivos de sodio (hidróxido o carbonato)

son más robustos que los de calcio (cal o caliza), pero son considerablemente más caros.

La corrosión puede ser un problema serio cuando se depuran los gases de combustión.

Los depuradores y absorbedores con frecuencia usan plásticos reforzados con fibra de

vidrio, revestimientos de hule y otros encubrimientos protectivos. Las altas temperaturas



pueden originar su degradación. Los puntos de rocío del gas ácido deben sobrepasarse

antes del lavado y antes de que el gas entre a la chimenea.

Los sistemas de líquidos circulantes pueden hacerse bastante acídicos debido a la

presencia de ácidos sulfúrico y clorhídrico. El equipo de inspección del pH se debe

mantener en buenas condiciones operacionales. El líquido sólo debe ser ligeramente

acídico: si es muy acídico, se crea corrosión; si es muy alcalino, se forman incrustaciones.

Un buen análisis para la selección de materiales de construcción a usarse en una unidad

de desulfurización de gas de combustión se presenta en el ejemplar del 19 de

Septiembre, 1983 de Chemical Engineering (Material of Construction for Flue-Gas-

Desulfurization Systems, por R. Kirchner).

A continuación se presentan cinco procesos recientemente instalados o desarrollados.

En 1984, la refinería OMV AG en Austria (27500 m3/día calendario) instaló una unidad de

desulfurización de gas de combustión, basada en la tecnología Wellman-Lord. Ese

proceso ha estado en uso durante un número de años, principalmente para el

endulzamiento de gas natural. En este caso, los gases de combustión provienen de dos

plantas eléctricas, así como también de unidades de refinería. Las plantas eléctricas

queman residuos con alto contenido de azufre de vacío y reductor de viscosidad.

Se agrega amoníaco a las mezclas de gases de combustión para convertir trióxido de

azufre en sulfato de amonio para controlar el punto de rocío del ácido y para minimizar la

producción de sulfato de sodio en el absorbedor. El sulfato de amonio se extrae en un

precipitador electrostático. Los sólidos restantes se extraen del gas con un lavado con

agua. El dióxido de azufre se extrae del gas de combustión en el absorbedor mediante

una solución de sulfuro/bisulfuro de sodio.

El dióxido de azufre se extrae de la solución del absorbedor, parcialmente reducido con

hidrógeno, y se envía a la unidad Claus.



Los datos de la planta muestran que los gases de combustión de aceite combustible

pesado con contenidos de azufre tan elevados como 3.75 % en peso se pueden tratar

exitosamente - 95 % de extracción.

El Proceso CT-121 de desulfurización de gas de combustión de la Bechtel National ha

estado en el mercado desde 1986. Consiste de un reactor de burbujeo con jet que

combina absorción, oxidación, neutralización y cristalización en un solo recipiente de

proceso. Las ventajas son una eficiencia mayor, menos espacio en la superficie y menos

equipo de mantenimiento alto como lo son las bombas de reciclar, boquillas para rociar

lechadas y tanques para reacciones separadas. Bechtel afirma eficiencias de extracción

del dióxido de azufre mayores de 90 % y cerca de 100 % confiable en su funcionalidad.

La NaTec Resources diseñó recientemente un lavador seco de dióxido de azufre para un

calcinador de coque de petróleo. El proceso también es adecuado para el gas de combustión

de un desintegrador catalítico fluido, un coquificador fluido y otras unidades de refinería. El

bicarbonato de sodio se inyecta en el flujo del gas de combustión, que debe estar por lo

menos a 150 C. El bicarbonato se descompone en carbonato, que a su vez reacciona con el

dióxido de azufre para formar sulfato de sodio. Un filtro de tela extrae el sulfato.

También hay una extracción parcial simultánea de óxidos de nitrógeno. Con temperaturas

bajas en el gas de combustión o con ritmos de extracción altos de SO2 puede haber

alguna conversión del óxido nítrico en dióxido de nitrógeno. Si se necesita, un reactivo a

base de urea para eliminar esta conversión se puede agregar al bicarbonato de sodio.

Los resultados de prueba en el calcinador de coque mostraron una extracción de 74-86%

del dióxido de azufre. Los óxidos de nitrógeno no mostraron problemas.

La Suncor ha instalado la tecnología CANSOLV (Union Carbide Canada en su planta de

arenas bituminosas en Fort McMurray. El proceso usa una sal orgánica de amina como

absorbente que reacciona rápidamente con el dióxido de azufre en un Depurador

Turbotak Waterloo. El SO2 se extrae del absorbente (que se recicla) y se envía a la

recuperación de azufre. La Union Carbide Canada afirma se puede recuperar el 99 % de

las emisiones de dióxido de azufre con menos costos capitales y de operación que en los

sistemas convencionales. Hay muy poco residuo generado en este proceso.



La Ohio Edison ha diseñado el tratamiento Noxso de gas de combustión. El gas de

combustión pasa de un precipitador electrostático a un enfriador con rociado y de ahí a un

adsorbedor de estrato fluido. Un adsorbente de aluminato de sodio sobre un medio gama-

alúmina inicia una serie de reacciones mediante las cuales el dióxido de azufre se

convierte en sulfato de sodio y los óxidos de nitrógeno forman nitrito y nitrato de sodio.

El gas limpio se lleva a un filtro de tela para la extracción de partículas y el sorbente. El

adsorbente gastado es regenerado primero calentandolo hasta 1220 C y después con

una reducción usando ya sea hidrógeno (preferiblemente) o gas natural (la operación

prueba de 3 años de duración está usando éste por razones económicas). Este último

requiere temperaturas de regeneración mal altas. Los compuestos de azufre se reducen a

H2S, SO2 y azufre elemental.

La Ohio Edison afirma que el proceso Noxso extrae con efectividad los óxidos de azufre y

de nitrógeno, al mismo tiempo no produce residuos líquidos o sólidos. La operación

prueba aún continúa.

10.4 Aceite Combustible Pesado

La demanda por contenidos más bajos de azufre (1.0 % en peso o menos) en aceite

combustible pesado esta coincidiendo con el procesamiento de cargas de alimentación

con niveles de azufre en aumento. Esto deja tres opciones disponibles para cumplir con

estos propósitos:

- Uso mayor de solventes, para el detrimento de productos como el aceite

combustible de horno y el diesel combustible. Esto también puede requerir un

aumento en la capacidad de desulfurización.

- Aumento en la desulfurización de residuo para mantener o reducir los niveles

existentes de solvente.

- Parar la venta de aceite combustible pesado y el hidrotratamiento del residuo para

que se use como alimentación en el hidrodesintegrador o en la UCCF, procesando

el residuo en una unidad de coquificación.

La primera opción se explica por sí misma y la tercera, que se está haciendo muy popular,

está fuera del alcance de esta guía.



Una descripción del proceso de hidrodesulfurización y los factores que afectan la

extracción de azufre no se incluyen en este documento, a menos de que se apliquen

específicamente a este tema. La catálisis del hidrotratamiento está bajo continuo

mejoramiento. Por lo tanto, las marcas registradas no se mencionan. Se recomienda que

el operador de la refinería consulte con los fabricantes de catalizador con relación al(los)

catalizador(es) óptimo(s) de cada situación.

El hidrotratamiento de residuo implica problemas que no se encuentran a ningún nivel en

la desulfurización de aceites con gases ligeros. En general, para un aceite en particular,

con fracciones más pesadas, la concentración de azufre aumenta y la desulfurización se

hace más difícil. Además, hay otros problemas como por ejemplo los metales,

precursores de producción de coque, asfaltenos, compuestos de nitrógeno, y aromáticos

pesados. Los catalizadores iniciales para la desulfurización del residuo sufrieron el

problema de tener que sacrificar la actividad de conversión de azufre con objeto de ganar

una tolerancia hacia los metales frecuentemente encontrados en los residuos.

La experiencia ha demostrado que una serie de catalizadores diseñados para realizar

funciones específicas secuenciales - primero desmetalización, después extracción de

azufre y nitrógeno - es sumamente efectiva. El catalizador para la desmetalización debe

tener actividad extractiva y capacidad de carga. Los catalizadores para desmetalización

con frecuencia tienen una habilidad razonable de desulfurización.

Un tratamiento adicional se puede lograr usando catalizadores apropiados - reducción del

carbono Ramsbottom y de poliaromáticos, y la extracción de níquel, vanadio y calcio.

Estos generalmente se necesitan si el residuo se procesa para cargas de CCF. Para esa

aplicación, de tres a cinco catalizadores proporcionan el tratamiento óptimo del residuo. La

inclusión de las capas con estratos clasificados puede aumentar estos números a 7-10.

La cantidad y tipo de catalizador puede variar de carga a carga. Por lo tanto las unidades

que procesan un número de cargas diferentes pueden experimentar oscilaciones en el

desempeño, si todas las otras cosas permanecen iguales. La viscosidad de la carga de

alimentación es muy importante. A viscosidades bajas la efectividad de la reacción del

catalizador mejora.



Para evitar una caída de presión excesiva y prematura en el reactor, el catalizador en el

primer reactor (a veces llamado reactor guardián) se clasifica de acuerdo al tamaño,

forma, volumen poroso y reactividad. Sin embargo, se requiere de una adecuada caída de

presión en el reactor para asegurar una buena distribución del flujo. Una distribución

propia de la mezcla de dos fases en el estrato del reactor es esencial. Se recomienda que

el catalizador se cargue en forma densa, puesto que la colocación en forma tubular tiende

a canalizar el flujo a lo largo de la pared del reactor.

Un catalizador de tamaño pequeño significa ritmos lentos desactivantes. Diámetros más

chicos de 0.8 mm no están en uso debido a la caída excesiva en la presión y a la

posibilidad de taponamiento por las partículas que se encuentran en los residuos.

Es necesario extraer partículas e hierro (soluble e insoluble), níquel, vanadio y calcio. El

catalizador también debe tener una buena tolerancia a la contaminación con sodio. El

cloruro de sodio puede conducir a taponamientos del estrato del reactor y problemas de

corrosión; depósitos de sulfuro de sodio en la parte superior del estrato; el sodio

promueve la condensación de aromáticos y reacciones de polimerización.

Los residuos del hidrotratamiento requieren mucho más hidrógeno que el tratamiento

convencional. El consumo depende del aceite crudo y el tipo de residuo - los datos

muestran que la cantidad varía de 75-240 Nm3/m3 de carga de alimentación. La relación

de hidrógeno-aceite con frecuencia es 250-500 Nm3/m3. Las presiones del hidrógeno

deben ser del orden de 100-150 bars. Hidrógeno de alta pureza minimiza la depositación

de coque sobre el catalizador y optimiza la desulfurización y la desnitrogenación.

Las temperaturas del reactor varían de 330 C al principio de un ciclo hasta 420 C. Arriba

de 400 C la desintegración térmica e hidrogenada empiezan a notarse. Un incremento en

las temperaturas aumenta la desulfurización y la desmetalización, a cambio de un

incremento en la coquificación (desactivación) del catalizador.

La velocidad espacial por hora del líquido (VEHL) es una medida de la capacidad en las

unidades como una función del volumen del catalizador. El hidrotratamiento del residuo

requiere condiciones severas de operación, comparadas con las del tratamiento del



gasoleo o destilado. Las velocidades espaciales generalmente caen en el rango de 0.5-

1.5 h-1. Una refinería encontró que un incremento de 15 % en el ritmo de carga necesitó

un aumento de 3 C en la temperatura promedio del reactor, lo cual redujo la duración del

ciclo en unos 30 días o más.

La investigación se está expandiendo hacia el campo de los catalizadores a base de

carbón para hidrodesulfurización. El carbón consiste de carbones activados, carbones de

combinaciones de carbón negro y derivados de polímero (brilloso). Las ventajas

potenciales de uno a base de carbón sobre uno de alúmina convencional es una

tendencia reducida a la coquificación y la utilización máxima del metal activo. Existe una

especulación de que después de más investigación, puede ser posible eliminar la

necesidad de usar molibdeno y/o tungsteno, por lo tanto haciéndose más barato el

catalizador. Se debe hacer notar que el trabajo de investigación hasta la fecha se ha

hecho sobre períodos cortos. No se sabe el efecto de un período largo en la sinterización

y desactivación del catalizador. Para más información sobre este tema véase el artículo "A

Review of Carbon-Supported Hydrodesulphurization Catalysts", por Abotsi y A. Scaroni,

publicado en Fuel Processing Technology, 22 (1989) (Elbevier Science Publishes) BV,

Amsterdam).

Existe un número de factores negativos por considerar cuando se desulfuriza a los

residuos. Para la instalación de equipo para hidrotratamiento y posiblemente las partes

auxiliares tales como una planta de hidrógeno, tratamiento del gas residual y una unidad

Claus deben ser determinadas, así como también el personal adicional de operación. El

consumo de hidrógeno se ha mencionado anteriormente. También existen requerimientos

mayores de combustible. Un estudio estimó que la energía adicional para desulfurizar

residuo atmosférico es equivalente a un 10-12% de la capacidad de la unidad. El

tratamiento de residuo de vacío fue aún más costoso en energía - 16-19%. Los residuos

de unidades de craqueo implican aún mayores consumos de energía.

Los residuos de varios procesos de conversión son básicamente imprácticos de

desulfurizar. Cierta consideración se debe dar a la instalación de procesos no catalíticos

de hidrodesintegración que utilizan calor para desintegrar productos pesados en cargas

de alimentación más ligeras para las unidades convencionales de hidrotratamiento.



10.5 Diesel Combustible

Comenzando con el modelo del año 1994, los motores comerciales diesel fabricados en

Norteamérica estarán certificados para que usen diesel combustible con 0.05 % en peso

de azufre y las emisiones de partículas estarán limitadas a 0.10 g/BHP-h (Los sulfatos

forman una porción importante en la emisión de partículas). Los fabricantes de motores

afirman de que esto no será posible sin tratamiento adicional del combustible. Existe una

campaña, al mismo tiempo, para establecer un valor mínimo de cetano de 40 para el

diesel, con objeto de evitar más aumentos en el contenido de aromáticos, el cual ha sido

principalmente causado por el procesamiento de aceites crudos más pesados y por la

creciente conversión de cargas de alimentación más marginales en las unidades CCF.

Los estudios indican que la reducción del azufre es posible, en algunos casos, mediante

la renovación las instalaciones existentes. Sin embargo, esos pasos no lograrán la

reducción deseada de aromáticos.

10.5.1 Diesel Combustible Bajo en Azufre

Durante la renovación de las unidades de desulfurización de diesel una de dos filosofías

se puede adoptar: agregar, o no agregar, catalizador. La suposición fundamental es que

los ritmos actuales de producción de diesel por lo menos se mantengan constantes. La

operación apropiada de la unidad es aún más esencial a estas condiciones más severas.

Un método simple, bien explicado para corregir problemas de operación se presenta en la

edición del Oil & Gas Journal del 4 de Junio, 1984 - Analysis is Key to Hydrotreater

Troubleshooting.

Las pruebas han mostrado que la operación baja en azufre requiere una VEHL de 2.0

para lograr una duración del ciclo de 2 años. Por supuesto, aspectos económicos pueden

justificar ciclos más cortos. Frecuentemente, la fuente de hidrógeno es un reformador

semiregenerativo, cuyo ciclo de duración puede ser similar al del desulfurizador. Reducir

la duración implica los menores costos por modificación de equipo. Los efectos de

seleccionar esta opción pueden reducirse si un catalizador más activo es seleccionado.

Modificaciones específicas varían de unidad a unidad. Estas pueden ser determinadas

con el uso de simulaciones de computador de los recipientes dentro de la unidad,



hidráulica de la bomba/compresor, evaluaciones del intercambiador de calor, etc. Los

vendedores de catalizadores deben ser consultados con relación a información sobre

tipos y volúmenes de catalizadores apropiados.

El consumo de hidrógeno aumenta aproximadamente 20 Nm3/m3 de alimentación por

cada unidad porcentual en peso de reducción de azufre en el producto. Debido a que la

presión parcial del ácido sulfhídrico tiene un efecto pronunciado en el ritmo de

desulfurización, cierto tipo de purificación del flujo de reciclaje de hidrógeno se debe hacer

(aumento en el hidrógeno de reemplazo, paso del gas de reciclaje a través de un

absorbedor de amina, etc.)

Un estudio de simulación estimó que para diesel bajo en azufre (0.04 % peso de S) la

temperatura del reactor se tiene que aumentar 3 C a VEHL de 2.0 y 8-11 C a VEHL de

3.5, comparadas con aquéllas requeridas para producir diesel con 0.4 % peso S. Al

mismo tiempo, la duración del ciclo se redujo a la mitad cuando la velocidad espacial

aumentó.

Reactores adicionales se pueden instalar ya sea en paralelo o en serie. Si se hace en

paralelo, las cargas de los dos reactores deben ser idénticas (diámetro del estrato, altura,

distribuidores de entrada y recolectores a la salida) con objeto de mantener un flujo similar

en cada uno. Las relaciones de reducción pueden ser un problema.

A flujos muy bajos habrá una distribución impropia a través de los estratos de catalizador.

El principal problema asociado con reactores en serie es el aumento en la caída de

presión del sistema. Se prefieren los arreglos en paralelo.

10.5.2 Reducción de Aromáticos en el Diesel Combustible

La tendencia hacia aceites crudos más pesados aumenta el contenido de aromáticos en

las fracciones de destilado, así como también aumenta el volumen de la alimentación de

desintegración catalítica. Esto ha producido un mayor contenido de material aromático en

aceite cíclico ligero, especialmente aromáticos de anillo múltiple y ramificados. Puesto que

el aceite cíclico ligero es un componente del diesel combustible, esto tiene un efecto



negativo en la calidad del combustible del diesel - un número de cetano reducido (véase

la definición más abajo). Ambientalmente, un contenido alto de aromáticos del diesel

combustible conduce a emisiones mayores de partículas, muchas de las cuales son

cancerigenas.

Las tendencias legislativas indican que el contenido máximo de aromáticos del diesel

combustible será reducido a 20 % en volumen. Algunas jurisdicciones están

contemplando exigir más - 10 %.

El número de cetano de un diesel combustible es análogo al número de octano de una

gasolina. Es el porcentaje de cetano (n-hexadecano) en una mezcla cetano/alfa-

metilnaftaleno que tiene las mismas características de ignición que el combustible de

prueba (del Texbook of Organic Chemistry, 3rd Edition, por Noller). Calibra la suavidad de

combustión, especialmente para motores fríos. Hay una relación inversa entre el

contenido de aromáticos de un combustible y el índice de cetano, y existe una relación

entre el índice de cetano y el número de cetano.

Las siguientes opciones son posibles medios que han sido originalmente sugeridos para

aumentar el número de cetano del diesel combustible. También disminuirán el contenido

de aromáticos. Son: mezclados usando programación lineal; cambio de los puntos de

corte del producto; hidrotratamiento; reducción del contenido de aromáticos; ajustes al

craqueo catalítico.

Con el uso del contenido de aromáticos como un requerimiento en un programa lineal, las

mezclas óptimas de cada diesel combustible se pueden obtener. Los aromáticos en cada

uno de los componentes se deben conocer. Probablemente habrá cierta flexibilidad en

otra especificación del producto.

Con frecuencia, refinerías existentes tienen un programa de aceite crudo bastante

diferente de sus cargas de alimentación actuales. Con el cambio de los ritmos de

extracción del producto y los puntos de corte, el contenido de aromáticos de las

fracciones (especialmente en materias primas de craqueo) cambiará - como lo hará el

azufre, densidad, temperatura de evaporación, temperatura de congelación, etc. Se



recomienda que un estudio amplio se lleve a cabo para determinar si se puede producir

un diesel combustible económicamente viable de calidad y cantidad apropiada. Esto se

puede hacer usando un programa lineal.

La extracción con un solvente como el furfurol reduce el contenido de aromáticos de flujos

de diesel. Las desventajas posibles de esta opción son los costos de operación mayores y

el costo de la eliminación del solvente gastado y el agua residual. De nuevo, los aspectos

económicos son específicos del sitio.

Los catalizadores antiguos, amorfos, a base de alúmina para craqueo produjeron aceites

cíclicos que eran relativamente bajos en aromáticos. Los catalizadores CCF zeolíticos de

tierras raras, aunque mejoran la rendición y octanos de gasolina, también aumentaron el

contenido de aromáticos en el aceite cíclico ligero. Desde entonces se han desarrollado

catalizadores que deshidrogenan (para formar aromáticos) más en la fracción de gasolina

y menos en el aceite cíclico ligero.

La adición de un mejorador en la ignición del diesel aumenta el número de cetano pero no

cambia el contenido de aromáticos. Aún, con el mejoramiento de la combustión, las

emisiones de partículas se reducen. Similarmente, los flujos para desparafinar que tienen

números de cetano excelentes, pero puntos de turbiedad/congelación altos, permiten

mayor flexibilidad en el mezclado. Entre los procesos disponibles está la tecnología Mobil

Destillate Dewaxing. Cuando se considere esta opción, se debe poner cuidado de que las

temperaturas de destilación del extremo posterior no suban mucho.

10.5.2.1 Hidrotratamiento para la Reducción de Aromáticos

La reducción del contenido de aromáticos del diesel combustible implica un estudio muy

complejo. Muchos de los parámetros de operación son específicos de la carga de

alimentación. Dependiendo de las opciones escogidas, la solución de este problema

puede ser demasiado cara.

Como se mencionó anteriormente, la tendencia ambiental indica un contenido máximo de

aromáticos de 20 % en volumen, y algunas jurisdicciones están presionando por un 10 %

en volumen. El método de prueba es por lo general la adsorción del indicador de



fluorescencia (AIF). Es rápido y relativamente barato. Sin embargo, tiene varias

desventajas. Mide las diolefinas, azufre, nitrógeno y compuestos de oxígeno y no está

diseñado para materiales con puntos de ebullición arriba de 315 C. Tomando en cuenta

estas limitaciones, la reproducibilidad por lo general no es superior a 3-4 %. Por lo tanto,

el refinador debe planificar un contenido total de aromáticos de 16-17 % (o posiblemente

6-7%) con objeto de cumplir con las especificaciones.

Existen otros métodos de prueba que son mucho más exactos pero su descripción queda

fuera del enfoque de este documento.

El aceite cíclico ligero catalíticamente desintegrado contiene un amplia variedad de

aromáticos - mono, di-, tri+- aromáticos. Los compuestos de anillo múltiple se saturan en

mono-aromáticos considerablemente más rápido que el paso final en naftenos. La

cinética de las reacciones reversibles ordena que a una cierta temperatura haya una

saturación máxima de aromáticos. Esta temperatura - por lo general en el rango de 340-

400 C - es específica de la carga de alimentación y del catalizador: una reducción en la

velocidad espacial disminuye el valor, como también sucede con el aumento de la

presión.

Con el aumento de la presión y/o reducción de la velocidad espacial notablemente se

mejora el porcentaje de la saturación de aromáticos. La Figura 8 muestra los resultados

promedio de un número de mezclas de diesel combustible y componentes hidrotratados a

371 C y una velocidad espacial en horas del líquido de 1.0. Proporciona una estimación

aproximada del nivel de saturación de aromáticos de una inyección de diesel como una

función de la presión parcial de hidrógeno. (Nótese que el eje Y no es una conversión

porcentual de aromáticos, más bien es la disminución en aromáticos expresada como un

porcentaje la carga de alimentación).

Los catalizadores de cobalto molibdeno no se recomiendan para la saturación de

aromáticos. Para presiones menores de 70 bars, un catalizador de alta actividad de níquel

molibdeno es recomendado. Algunos fabricantes de catalizadores afirman que los

catalizadores de níquel tungsteno son mejores que los de níquel molibdeno a presiones

entre 70-140 bars. Los resultados de prueba están mezclados, indicando que el tipo de



catalizador es un factor importante. A altas presiones la efectividad tiende a disminuir

ligeramente. Los mejores catalizadores para saturación usan un metal noble, pero con

frecuencia se contaminan con azufre (mayor de 10 ppm) y nitrógeno. Recientemente se

ha investigado el desarrollo de un catalizador de metal noble más tolerante. (El catalizador

704A de la Criterion Catalyst Company opera bastante bien, aún a 1200 ppm de azufre y

200 ppm de nitrógeno).

Se recomienda que el refinador consulte con los fabricantes de catalizador,

proporcionándoles los análisis de la alimentación y las condiciones de operación, antes de

que se haga alguna selección de catalizador.

Las opciones principales del proceso son las operaciones de etapa sencilla y de dos

etapas. Si los catalizadores de níquel molibdeno se usan en un arreglo de una etapa, una

operación a presión alta/baja velocidad espacial se debe de llevar a cabo, a condiciones

similares con aquéllas usadas en el pretratamiento de cargas del hidrodesintegrador.



Las operaciones de dos etapas desulfuran y desnitrogenan el diesel en un pretratador

convencional en la primera etapa y después saturan los aromáticos a presiones

altas/velocidades espaciales bajas en la segunda etapa. Un estudio reciente de éstas

opciones no encontró beneficios notables en el uso de la operación de dos etapas durante

el tratamiento de cargas bajas en azufre y nitrógeno. Además, los costos del equipo son

sumamente altos.

El procesamiento en dos etapas con frecuencia es necesario cuando se manejan cargas

altas en azufre y nitrógeno.

La saturación de aromáticos es una reacción exotérmica - del orden de 80 C a través del

reactor. Para prevenir la depositación excesiva de coque, se recomienda que se instalen

hasta cinco estratos en serie. En una arreglo de cinco estratos el primer reactor sostendrá

aproximadamente 15 % del catalizador y cada estrato subsecuente será 20 % más

grande que el anterior. Este arreglo nivela la liberación de calor. Será necesario tener

instalaciones de enfriamiento entre estratos.

La presión parcial de hidrógeno es el parámetro más importante que controla la

saturación de aromáticos. Las relaciones hidrógeno/aceite de 500 Nm3/m3 de carga son

comunes. Como una guía, el consumo de hidrógeno, en Nm3/m3 de carga, será 3.6 + 5.3

x (Cambio en % de Aromáticos).

El ácido sulfhídrico inhibe la saturación. Si las temperaturas del reactor alcanzan 400 C,

puede haber un ligero incremento en el contenido de azufre del producto, debido a la

reacción reversible para formar mercaptanos.



11.0 MONOXIDO DE CARBONO (CO)

El monóxido de carbono es comúnmente generado mediante la combustión incompleta de

combustibles fósiles. Además, partículas de carbón quemado pueden reaccionar con el

dióxido de carbono para formar monóxido de carbono (la reacción Boudard).

El monóxido de carbono es un gas inodoro, incoloro que reacciona con la sangre para

formar corboxihemoglobina (COHb). La afinidad del monóxido de carbono hacia la

hemoglobina es de más de 200 veces que la del oxígeno. Por lo tanto la habilidad de la

sangre para acarrear oxígeno se daña seriamente, así como lo es la liberación de oxígeno

hacia los tejidos del cuerpo. Niveles altos de COHb pueden conducir a una reducción en

la agudez mental, dolores de cabeza, náusea, coma y muerte. Niveles más bajos de

exposición han sido ligados con incidencias mayores de golpes, dolores de angina de

pecho, enfermedad vascular periférica. Entre la gente más propensa a los problemas de

monóxido de carbono se encuentran los anémicos, posiblemente aquéllos que viven a

grandes altitudes, y por razones que todavía no se explican personas que no fuman. Las

pruebas en animales sugieren que el monóxido de carbono se asocia con los pesos más

bajos en los recién nacidos y un incremento en la mortalidad de los infantes. La evidencia

de efectos crónicos en la salud de los adultos está incompleta y es contradictoria, aunque

algunas pruebas indican una mayor frecuencia de dolores de cabeza.

El monóxido de carbono también juega un papel menor en las reacciones fotoquímicas

que crean neblina y smog.

Los ritmos de emisión recomendados se proporcionan en la Tabla 2. Un método de

referencia de prueba para la medición de monóxido de carbono se proporciona en el

documento de Environment Canada, "Reference Method for Source Testing:

Measurement of Releases of Carbon Monoxide from Stationary Sources."

11.1 Emisiones de los Desintegradores Catalíticos

Una fuente mayor de producción de monóxido de carbono es la regeneración del

catalizador UCCF. Los análisis típicos de gas de combustión sin tratamiento, durante la

regeneración convencional de catalizador, muestran altas concentraciones de monóxido

de carbono (5-10 % mol) y bióxido de carbono (8-14 % mol). Debido a que el calor de



formación del monóxido de carbono es menos de un tercio de la del bióxido de carbono,

ésto representa una cantidad importante de calor potencial que no se está utilizando.

Además, también existe la tendencia a tener un considerable quemado en la fase diluída

del catalizador así como también a un posquemado del monóxido de carbono en la

tubería del gas de combustión, que puede conducir a problemas metalúrgicos.

Las técnicas iniciales para reducir las emisiones de monóxido de carbono eran ya sea

aumentar las temperaturas de la fase densa del regenerador alrededor de 700 C para que

se lograra una conversión completa en bióxido de carbono o bien instalar un calentador

de calor residual, en el cual el monóxido de carbono se quemaba, junto con combustible

suplementario. La primera opción implicó temperaturas cercanas a los límites de diseño

de muchas unidades. Si la temperatura cayó bajo 700 C la unidad podía rápidamente

regresar a una combustión convencional y afectar seriamente el desempeño. La segunda

opción, aunque produjo vapor, no ayudó a mejorar la operación del desintegrador.

El uso de promotores de la combustión CO ha eliminado la necesidad de esta pieza

externa de equipo mayor. Todo el carbón se convierte en dióxido de carbono, en un

método operativo que se conoce como combustión completa de carbono.

El ingrediente activo del promotor es el platino o un metal similar (por ejemplo, paladio o

iridio) que ha sido impregnado en los poros de un tamiz molecular de zeolita el cual no

permite que entren moléculas de hidrocarburos. Por lo tanto la pequeña cantidad del

metal no afecta la actividad desintegradora, seleccionadora o estabilizadora. La zeolita es

similar al catalizador de craqueo o desintegración, aunque menos resistente al desgaste,

y es inyectado a la circulación del catalizador. Este método de adición ha mostrado ser

superior a la inyección de líquido e impregnación directa del catalizador de craqueo.

Con la adición de un promotor de combustión, la combustión del monóxido de carbono se

lleva a cabo básicamente dentro del estrato de catalizador en donde existe una buena

transferencia de calor. Las temperaturas también son más uniformes en el estrato, por lo

tanto eliminando sitios aislados calientes. Al mismo tiempo, las temperaturas en la fase

densa del regenerador se pueden reducir aproximadamente 650 C. Ciertas pruebas han

demostrado que la unidad probablemente permanezca en un ritmo de combustión



completa de carbono si la temperatura disminuye abajo de ése nivel.

El control principal de la temperatura de regeneración es el ajuste del ritmo de aire de

combustión. Si se requiere, se puede agregar vapor a los ciclones para enfriamiento. Si la

relación aire/coque es menor que la cantidad estequiométrica, resulta combustión CO

parcial. Esto es ideal para los regeneradores con metalurgia que no tolera las

temperaturas asociadas con la combustión CO completa. Aunque se requiere más aire

por kilogramo de coque producido cuando se una un promotor, la producción reducida de

coque conduce a un flujo total menor de aire de combustión.

La generación extra de calor permite que los ritmos de circulación de catalizador se

reduzcan, proporcionando mejoras en la selectividad del catalizador y en la producción y

octanos de la gasolina. Las emisiones de muchos otros contaminantes comunes se

puede reducir cuando se opera a ritmos parciales y completos (a un grado mucho mayor)

de combustión de carbono. Las pruebas conducidas en dos unidades CCF en una

refinería mostraron disminuciones en las emisiones de hidrocarburos, ácido sulfhídrico,

dióxido de azufre y óxidos de nitrógeno. (Hubo un incremento en las emisiones NOx en

una unidad cuando se pasó de combustión parcial a combustión completa de carbono,

probablemente debido a las temperaturas menores en la fase diluída y concentraciones

mayores de monóxido de carbono en la combustión parcial). Las emisiones de dióxido de

azufre disminuyeron cuando se usó sólo el promotor de combustión CO pero las

emisiones de trióxido de azufre aumentaron.

El papel del promotor CO en los tratamientos NOx y SOx se describe con más detalle en

sus secciones respectivas.

11.2 Emisiones de Calentadores y Calderas

Las concentraciones de monóxido de carbono en el gas de combustión son por lo general

bastante bajas debido al aire en exceso. Sin embargo, los intentos para reducir el

consumo de energía mediante la regulación del aire en los calentadores pueden conducir

a ritmos de emisión que aumentan rápidamente. Las pruebas han mostrado que esto

comienza a ocurrir con niveles de oxígeno en exceso de 4 % o menos en el gas de

combustión. Los combustibles líquidos y gaseosos emiten aproximadamente la misma

cantidad de CO, si las demás cosas se mantienen igual.



Se recomienda que los analizadores de monóxido de carbono se instalen en las

chimeneas con gas combustible de calentadores y calderas mayores, y preferencialmente

en todas esas piezas del equipo.



12.0 PARTICULAS

El término "partículas" se refiere a las substancias no gaseosas (con excepción del agua

sin combinar) divididas finamente suspendidas en el aire. El diámetro aerodinámico

equivalente máximo generalmente aceptado es 75 micrones. Las fuentes en la refinería

incluyen por ejemplo la combustión en los calentadores, calderas y quemadores;

catalizador y coque arrastrado del regenerador en la UCCF; polvo arrastrado de la

incineración de suelos contaminados con petróleo. La calidad del diesel combustible

también afecta la emisión de partículas. Esta última fuente de emisiones no se origina en

el sitio de la refinería, pero se está ejerciendo una gran presión para mejorar la calidad del

diesel (véase la sección 10.5.2)

Las partículas de 2.5 micrones o menos se retienen en la vía respiratoria inferior de los

seres humanos y 15 micrones es considerado el tamaño máximo retenido en la vía

superior. Muchos de ellos, especialmente de la combustión de diesel combustible, se

conocen como cancerígenos. Otros son tóxicos. Las partículas también ensucian los

edificios.

Estrechamente relacionadas a las partículas está el polvo, el cual consiste de partículas

que no permanecen suspendidas. Los polvos son por lo general de 1 micrón o más.

Arriba de 10 micrones, las partículas tienen patrones bien definidos de precipitación.

Las neblinas contienen partículas de 0.1-10 micrones de tamaño. Las partículas

encontradas en los vapores son típicamente menores de 0.5 micrones. Las neblinas y los

vapores también son llamados aerosoles.

Las partículas menores de 0.1 de micrón por lo general no se considera que sean

partículas.

Los límites recomendados de emisión de partículas se dan en la Tabla 2. Un método de

referencia para pruebas es proporcionado en el documento de Environment Canada,

"Reference Method for Source Testing: Measurement of Releases of Particulates from

Stationary Sources" (EPS 1/RM/8).



12.1 Características de las Partículas

La distribución de la composición y del tamaño de las partículas depende de la fuente. Por

ejemplo, los análisis típicos de las partículas que provienen de refinería se presentan en la

Tabla 12. La fuente del combustible - gas, aceite combustible, barco, coque - es un

determinante importante de la cantidad de emisiones de partículas.

12.2 Equipo para la Extracción de Partículas

Cuando se selecciona equipo, es necesario conocer las variaciones esperadas en los

ritmos de flujo y composiciones de partículas, condiciones de operación, humedad y otros

contenidos condensables, la caída de presión aceptable, tamaños y costos del equipo

relativo, y la meteorología predominante.

La eliminación de la materia recolectada de partículas y, si se aplica, el agua de lavado,

se debe considerar. El material puede ser considerado peligroso y se tiene que eliminar

apropiadamente.

Las autoridades locales reguladoras deben consultarse con relación a los límites

permisibles de emisión y los procedimientos de prueba para determinar si éstos se

cumplen.

Diversas técnicas se pueden usar para reducir las emisiones de partículas. Cuatro se

discuten aquí: lavadores, ciclones, precipitadores electrostáticos (PES) y filtros de tela

(cámara de filtros de bolsa). Los siguientes parámetros de diseño y de eficiencia se

pueden usar como una guía aproximada para la selección de equipo:

Eficiencia Flujo Aire, m/s

Lavadores 80-99+% 1-4

Ciclones 30-90% 0.5-15

PES 95-99+% 1.5-3

Filtros de Tela 99+% .005-.15



Tabla 12ANALISIS TIPICOS DE PARTICULAS PRODUCIDAS EN REFINERIA

Fuente ControlComp'n (%peso) Tamaño(um) (%peso)

Gas Combustión Ninguno sulfato 60 0-2.5 90 (de gas combustible) azufre 20 2.5-6 3

calcio 6 6-10 3C orgánico 9 >10 4

Craqueador cat Ninguno aluminio 35 0-2.5 45silicón 55 2.5-6 25azufre 4 6-10 9titanio 2 >10 21hierro 2lantanio 1

Enfriador coque Ninguno 0-2.5 152.5-6 196-10 17>10 49

Craqueador Cat PES aluminio 25 0-2.5 39 (polvo?) silicón 55 2.5-6 10

azufre 15 6-10 7titanio <1 >10 44hierro 1lantanio 1

Calcinador de Colector de calcio 65 0-2.5 18coque polvo azufre 35 2.5-6 19

6-10 16>10 47

Caldera CO Ciclón 0-2.5 182.5-5 145-10 1610-20 17>20 35

PES Precipitador ElectrostáticoTamaño partícula medido en micrones



La Tabla 13 lista eficiencias típicas de recolección para varios equipos de control de

partículas, basadas en datos de USA EPA.

Los lavadores con frecuencia se usan para manejar flujos cargados con partículas que

también contienen gases acídicos. Los ciclones, debido a su capacidad, se instalan en los

regeneradores de catalizador UCCF y en otros servicios donde hay una carga sumamente

alta de partículas. Los filtros de tela y los precipitadores electrostáticos cada vez más se

incluyen como parte del tratamiento de gas combustible de incineradores.

En este documento no se discuten los tipos de equipo para seleccionar partículas de

acuerdo la tamaño. Una revisión excelente sobre éste tema es dada en Chemical

Engineering, Marzo 3, 1986: Air Classifiers, por I. Klumpar, F. Currier and T. Ring.

12.2.1 Lavadores

Los lavadores se usan para extraer sólidos y líquidos entrampados. Conforme el tamaño

de la partícula disminuye el sistema requerido se vuelve más complejo.

Con frecuencia el flujo de gas pasa a través de un rociado líquido que por lo regular es

agua o una solución acuosa diluída. No sólo extrae las partículas sólidas sino que también

disuelve contaminantes gaseosos solubles en agua o reacciona con otros (por ejemplo, la

solución cáustica reacciona con gases acídicos).

Entre los tipos de lavadores húmedos están las torres de rociado en las que el gas fluye

hacia arriba a través de una nube de gotas de agua en descenso. (La velocidad de

precipitación de las gotas debe superar la del flujo de gas ascendente). En los lavadores

venturi el gas entra en contacto con el rociado en la garganta del venturi. Con todos los

lavadores, las partículas salen en forma de lechada y deben ser filtradas o clarificadas

antes de su eliminación final.



TABLA 13 EFICIENCIAS DE LOS RECOLECTORES DE PARTICULAS

Tipo de RecolectorTamaño de Partícula, µm

0-2.5 2.5-6 6-10

Ciclón sencillo (caudal alto) 50 75 85

Ciclones múltiples y alta efic. 80 95 95

Precipitador electrostático(PES) 95 99 99.5

Depurador de estrato empacado 90 95 99

Depurador venturi 90 95 99

Depurador de colisión húmeda 25 85 95

Filtro de tela 99 99.5 99.5

Estas unidades son sumamente versátiles: flujos de gas de hasta 3000 Nm3 se pueden

manejar. El agua de lavado varía de 130-5300 l/m3 de gas. En la mayoría de los casos, el

agua es recirculada.

Existen varias ventajas en los lavadores. Las partículas y contaminantes gaseosos se

extraen. La temperatura y, obviamente, el contenido de la humedad no son factores y la

eficiencia es buena sobre un amplio rango de operaciones. Sin embargo, tienen varias

desventajas: costos de energía relativamente altos; eliminación del sedimento húmedo;

taponamiento de las boquillas de rociado; corrosión y erosión; acumulación de material en

las cámaras de contacto (no ocurren en los lavadores venturi); problemas de circulación

de líquido.

Los eliminadores de neblina, extraen los líquidos sin el uso de un rociado de agua. La

selección del tipo apropiado depende del servicio. La selección final de una unidad se

debe hacer después de consultar al fabricante de equipo.

La eficiencia de los eliminadores de neblina depende de la velocidad de gas. Si es muy

baja las gotas de agua son arrastradas por el gas: si es muy alta el líquido coalescido no

se puede drenar apropiadamente.



Los recipientes que contienen eliminadores de neblina acumulan agua condensada y/o

hidrocarburos. Deben estar equipados con alarmas de nivel alto de líquido,

particularmente si hay un compresor o soplador corriente abajo.

Los eliminadores de neblina tipo aleta de colisión son muy efectivos para la

extracción de gotas líquidas de 10 micrones o más. Abajo de ese tamaño de partícula la

eficiencia cae rápidamente. Canalizan el flujo de gas, causándole cambios de dirección

cuando choca contra platos de colisión. El líquido entrampado se drena a ángulos rectos

del flujo de gas. La eficiencia depende de la configuración y espaciamiento de la aleta.

Muchos fabricantes afirman extracciones de 100 % de gotas de 10 micrones o más con

entrampamientos menores de 135 l/MM Nm3.

Estas unidades realmente no están diseñadas para extracción de partículas sólidas. Hay

una pérdida considerable en eficiencia cuando se manejan solo mezclas de gas-sólidos.

La caída de presión varía de 5-15 cm de agua, dependiendo del tamaño.

Los eliminadores de neblina tipo malla de alambre normalmente consisten de alambre

tejido con una densidad a granel de 190 kg/m3 y un 98 % de espacio vacío. Son muy

eficientes y tienen costos de instalación bajos.

La velocidad óptima del vapor es 3-5 m/s. Las caídas de presión por lo general son del

orden de 0.25-2.5 cm de agua cuando se usan rellenos de 10-15 cm de espesor (para

neblinas finas el espesor del relleno puede ser de hasta 30 cm). Se pueden lograr

entrampamientos de líquidos menores de 135 l/MM m3 real.

Los eliminadores de neblina tipo malla alámbrica no son tan eficientes como los tipo aleta

para el manejo de sólidos, puesto que la malla es susceptible a taponamientos.

Los eliminadores de neblina centrífugos se usan para separar gotas líquidas y

partículas de polvo de gases. El vapor húmedo entra al espacio anular externo del tubo

ciclón y se dirige con un flujo ciclónico hacia abajo y después hacia arriba en el interior del

tubo. El líquido es drenado del fondo del espacio anular externo. La separación eficiente

depende de una alta velocidad de gas. Estas unidades se prefieren en servicios



relacionados con altas densidades de gas y bajas densidades de líquido.

Los tubos ciclón múltiples en paralelo, 5 cm de diámetro, frecuentemente se usan. Para

ritmos altos de gas, los tubos con frecuencia se arreglan horizontalmente para evitar

vibraciones de tubería. Un eliminador por colisión en ocasiones se instala corriente arriba

de los tubos ciclón para obtener una mejor separación.

Los fabricantes con frecuencia afirman que el entrampamiento es menos de 135 l/MM

Nm3 y que las partículas sólidas de 8 micrones o más se extraen por completo. Eficiencias

de 80-85 % han sido observadas con partículas de 2 micrones.

Puesto que el diámetro de las partículas extraídas varía inversamente proporcional a la

raíz cuadrada de la velocidad del gas, la eficiencia es susceptible a variaciones en la

velocidad del gas. Además, estas unidades tienen caídas de presión muy altas -

normalmente 0.33 a 0.67 bars.

Mientras que los eliminadores de neblina tipo malla alámbrica y tipo aleta de colisión se

pueden construir de una variedad de materiales (inclusive malla plástica en servicios de

baja temperatura), los tubos ciclón deben ser de una aleación de acero resistente al

desgaste.

Los lavadores tipo estrato fibroso se están haciendo más populares. En el arreglo

típico el gas fluye a través de un tubo con filtro de fibra de vidrio empacado. Las partículas

sólidas son atrapadas en el filtro. El líquido pasa a través de la fibra de vidrio y coalesce.

El gas húmedo después fluye a través de tubos a la segunda sección de la unidad en

donde un eliminador de neblina extrae las gotas de líquido. Para las operaciones con

cargas grandes de líquido, las unidades se pueden equipar con sumideros.

Un filtro limpio tiene una caída de presión de 0.07-0.14 bar: cuando está sucio

aproximadamente 0.70 bar. La duración del servicio depende de la cantidad de partículas

sólidas. El filtro se extrae a través de un dispositivo de apertura rápida y después se

reemplaza o se limpia.



Las garantías normales son 100 % extracción de gotas líquidas de 8 micrones o más;

para sólidos de 3 micrones o más, 100 %; para sólidos de 0.5-3 micrones, 99 %.

12.2.2 Ciclones

Los ciclones son recipientes verticales, cilíndricos que reducen de diámetro hacia la parte

inferior. El gas entra tangencialmente en la parte superior y forma remolinos en su viaje

ascendente. Las partículas son arrojadas en contra de las paredes y hacia abajo a un

sistema de recolección de polvo. El gas sale a través de un ánulo interno axial por la parte

superior. En algunos casos, el gas pasa a través de un segundo arreglo de ciclones.

El incremento del área de entrada al ciclón reduce la eficiencia de recolección y aumenta

la pérdida de energía. La velocidad del gas a la entrada debe ser mayor que la velocidad

de mutación para que las partículas no se depositen a la entrada de la tubería. Por otro

lado, no debe ser muy alta de tal forma que las partículas no se depositen en el ciclón, o

si se depositan probablemente sean recapturadas. La velocidad de mutación es una

función de la densidad de la partícula, no del tamaño.

Aumentando la longitud del ciclón se aumenta la eficiencia de colección pero no cambia la

pérdida de energía. Aumentando el diámetro del cilindro la eficiencia de recolección

disminuye mientras que la capacidad aumenta. Ciertas pruebas han mostrado que la

longitud del barril del ciclón debe ser por lo menos 1.6-2 veces el diámetro del cilindro. De

lo contrario, el vórtice del gas causa una recaptura de las partículas. La distancia mínima

aparentemente es independiente de la velocidad del gas. Si las partículas tienden a ser

"pegajosas", habrá una adhesión a, y posiblemente bloqueo de, el ciclón abajo de éste

punto.

Aunque se recomienda que el diseño final de los ciclones sea hecho por el fabricante,

existen varios artículos que proporcionan estimaciones aproximadas del desempeño de

ciclones:

- Chemical Engineering; A Better Way to Calculate Cyclone Pressure Drop; por J.

Casal, J. Martinez-Benet; Enero 24, 1983

- Chemical Engineering; Determining Air Inlet-Velocity for Cyclones; por A. Zanker;

Marzo 19, 1984



- Chemical Engineering; Evaluating Cyclone Efficiencies from Stream Compositions;

por T. Tawari, F. Zenz; Abril 30, 1984

- Chemical Engineering; Sizing Gas Cyclones for Efficiency; por M. Gonzalez

Valdez, I. Garcia, B. Beato; Abril 14, 1986.

Varios estudios han mostrado que el acarreo de partícula de hasta 4500 g/m3 produce

una dramática reducción en la caída de presión, del orden de la mitad que se tiene

cuando se tiene sólo gas.

Las capacidades típicas del gas varían de 365 a 1100 m3/m2 de área de entrada. Si el

tamaño de la partícula disminuye 50-90% la eficiencia también: 5-20 micrones, 80-95 %

extracción; menor de 5 micrones.

Las pruebas conducidas en dos ciclones del regenerador UCCF - uno en buena y el otro

en muy buena condición - en una refinería mostró la siguiente distribución del tamaño de

las partículas en el flujo de salida:

"Buena" "Muy Buena"

0-2.5 micrones 38 % peso 54 % peso

2.5-15 44 38

>15 18 8

Los ciclones son simples y relativamente confiables, con costos capitales y de operación

bajos. La principal desventaja es la inefectividad de recolectar partículas de 5 micrones o

menos de tamaño. Los ritmos altos de flujo requieren unidades múltiples.

Entre los problemas encontrados son los ritmos de flujo reducidos, taponamiento debido a

materiales mojados, la erosión causante de patrones irregulares de flujo y distribución

desigual del flujo de gas en arreglos de unidades múltiples.

Existen ciclones que combinan los efectos de un lavador mediante la adición de agua y

vapor (lo que proporciona una fuerza de empuje de alta velocidad). Esta tecnología extrae



99+ % de partículas aún más chicas de un micrón. El costo capital es bastante bajo pero

tiene un alto consumo de vapor.

12.2.3 Precipitadores Electrostáticos

La corriente de gas fluye entre electrodos que imponen una carga eléctrica en las

partículas. Esta después son atraídas por un electrodo de carga opuesta, en donde se

neutralizan. Las partículas se aglomeraran. Si están secas, caen sobre una caja

recolectora: si están mojadas, se lavan de los electrodos.

Los electrodos de descarga son con frecuencia alambres y los electrodos de recolección

son un cilindro axialmente montado alrededor de los alambres o platillos planos. Los

parámetros críticos de diseño son los ritmos de flujo del gas y la distribución del tamaño

de la partícula. Un tiempo de residencia mayor en el campo eléctrico produce una mejor

eficiencia. Existe una temperatura óptima - determinada empíricamente.

La resistencia eléctrica es de considerable importancia. Si la partícula no se neutraliza

inmediatamente después de entrar en contacto con el electrodo de recolección la carga

se acumula creando una pérdida en el potencial diferencial. Las partículas con baja

resistividad en ocasiones cambian carga y "flotan" repetidamente entre el flujo de aire y el

electrodo. La resistividad óptima es del orden de 109 - 1010 ohm-cm. Arriba de 1011 no hay

una precipitación electrostática apropiada. El vapor de agua puede modificar la

resistividad de ciertas partículas.

Siempre y cuando las condiciones del proceso se mantengan estables, estos sistemas

son sumamente eficientes, especialmente para partículas muy pequeñas. Las caídas de

presión son por lo general del orden de 0.25-1.25 cm de agua. El consumo de energía es

bajo. Sin embargo, los costos capitales son altos. Su sencillez para posibles proyectos de

expansión es afectada por los requerimientos grandes de espacio. Los costos de

mantenimiento también por lo general son altos. Si el sistema de recolección de partículas

es ineficiente quizá se deba a que haya recaptura.

Se debe poner atención especial en los electrodos para evitar acumulación de partículas,

chispeo y deslineamiento.



12.2.4 Filtros de Tela

Esta tecnología es de historial largo. Puede extraer partículas más pequeñas que los

ciclones pero los costos de instalación, operación y mantenimiento son más altos. Los

filtros de tela tejida o de fieltro son los más comunes pero arena, agregado y papel se

pueden usar (el último ofrece la mejor capacidad de extracción). Las bolsas de algodón

son los más baratos pero una mejor protección en contra de efectos químicos se logra

con telas sintéticas como por ejemplo el poliester. Las temperaturas más altas requieren

fibra de vidrio, por lo general cubierto con silicón (algunas veces grafito).

Los filtros de tela funcionan mejor después de que una capa de partículas ha sido

atrapada sobre el material, por lo tanto reduciendo el espacio vacío en el tejido. Esto

sucede muy rápidamente. Sin embargo, inmediatamente después de instalar una tela

limpia hay una disminución en la eficiencia. A partir de entonces hay una mejoría gradual

hasta que el material se tapona y la caída de presión aumenta.

Los filtros por lo general son bolsas suspendidas de tela conectadas a una tolva de

recolección. El flujo de aire es del interior de la bolsa hacia afuera. Las partículas

acumuladas se remueven del filtro con sacudidores, flujo inverso de aire o un chorro de

aire a través de un anillo que sube y baja a lo largo de la bolsa. El método de limpieza

afecta el diseño de la unidad.

Los sacudidores requieren que el aire de flujo se detenga durante la limpieza. Por lo tanto,

unidades múltiples se deben construir para asegurar una filtración constante. El método

de flujo de aire inverso (o chorro de pulso) se puede hacer en bolsas individuales, de

acuerdo a un programa, permitiendo al resto de la unidad que continúe en operación.

Puesto que el chorro continuo de aire limpia el filtro, no hay oportunidad de formar la capa

de polvo que se mencionó anteriormente. Por lo tanto, es preferible utilizar una tela

hermética de fieltro.

Los criterios de diseño para esta tecnología, también llamada cámara de filtros de bolsa,

requieren de velocidades bajas y volúmenes altos. Las velocidades de aire son por lo

general 0.6-0.9 m/s y los volúmenes varían de 300-15000 m3/m. Esto proporciona una

carga de 0.3-2.4 m3/m/m2 de área de tela. Las caídas de presión son relativamente bajas -



1.25-7.5 cm de agua. El diseño debe considerar los períodos de paro de las secciones de

la unidad.

Las ventajas de los filtros de tela son las eficiencias de extracción sumamente altas de

partículas extremadamente pequeñas y las bajas caídas de presión. Sin embargo su

instalación es muy costosa y requiere un espacio grande. Las temperaturas del proceso

se limitan a 290 C. Entre los problemas encontrados son las rupturas de bolsas, vida muy

corta de las bolsas, y distribución impropia de gas.



APENDICE A

Estándares Propuestos para el Aire Ambiente



APENDICE A

ESTANDARES PROPUESTOS PARA EL AIRE AMBIENTE

La Tabla 14 describe los estándares propuestos para un número grande de compuestos. Debe

notarse de que los valores no son los estándares de ritmos de emisión.

En donde existan estándares locales más rígidos, esos deben incorporarse a la lista.

Cuando se evalúa el desempeño corriente de la refinería o adiciones/modificaciones propuestas,

los ritmos de emisión estimados deben usarse en conjunto con los modelos de dispersión de

penacho (ver Apéndice D) para determinar si los estándares de la calidad del aire son o serán

excedidos.



TABLA No. 14

*Indica bajo revisión

ESTANDARES PROPUESTOS PARA LA CALIDAD DEL AIRE AMBIENTE

NOMBRE DELCONTAMINANTE UNIDAD DE CONCENTRACION

ESTAN-DARD DEAIREAMBIEN-TAL

TIEMPOPROMEDIO

Acido Acético Microgramos de ácido acético por metrocúbico de aire

2,050 1 hora

Acetona Microgramos de acetona por metrocúbico de aire

39,500 1 hora

Acetileno Microgramos de acetileno por metrocúbico de aire

46,000 1 hora

Acrilamida Microgramos de acrilamida por metro cúbico de aire

15 24 horas

Acrilonitrilo Microgramos de acrilonitrilo pormetro cúbico de aire

100 24 horas

Sulfamidan-alquiltolueno

Microgramos de sulfamida n-alquiltolueno por metro cúbico de aire

35 24 horas

Alfa Naftol Microgramos de alfa naftol por metrocúbico de aire

35 24 horas

Oxido de Alumino Microgramos de óxido de aluminio pormetro cúbico de aire

35 24 horas

Amoníaco Microgramos de amoníanopor metro cúbico de aire

3,000 1 hora

Cloruro de Amonio Microgramos de cloruro de amonio pormetro cúbico de aire

35 24 horas

Antimonio Total microgramos de antimonio enforma libre y combinada por metrocúbico de aire

2.5 24 horas

Arsénico Microgramos de arsénico en forma librey combinada por metro cúbico de aire

0.3 24 horas

Arsina Microgramos de arsinapor metro cúbico de aire

5 24 horas



Fibras de Asbesto demás de 5 micrómetrosde longitud

Número de fibras por centimetro cúbico deaire

0.04 24 horas

Asbesto* (Total) Microgramos de asbesto total por metrocúbico de aire

1.6 24 horas

Bario - totalsoluble en agua

Total microgramos de compuestos debario soluble en agua por metro cúbico deaire

10 24 horas

Benceno* Microgramos de bencenopor metro cúbico de aire

3,300 24 horas

Benzo (a) pireno (fuenteúnica)

Nanogramos de benzo (a) pireno por metrocúbico de aire

1.1 0.22

24 horas 1año

Benzo (a) pireno(todas fuentes)

Nanogramos de benzo (a) pireno de metrocúbico de aire

0.3 1 año

Benzotoiazol Microgramos de benzotoiazol por metrocúbico de aire

70 24 horas

Cloruro de Benzoil Microgramos de cloruro de benzoil pormetro cúbico de aire

125 24 horas

Berilio Microgramos de berilio en forma libre ycombinada por metro cúbico de aire

0.01 24 horas

Bifenil* Microgramos befenil por metro cúbico deaire

60 1 hora

Boro Microgramos de boro en forma libre ycombinada por metro cúbico de aire

35 24 horas

Tribromuro de boro Microgramos de tribromuro de boro pormetro cúbico de aire

35 24 horas

Tricloruro de Boro Microgramos de tricloruro de boro pormetro cúbico de aire

35 24 horas

Trifluoruro de Boro Microgramos de trifluoruro de boro pormetro cúbico de aire

2 24 horas

Bromacil Microgramos de bromacilpor metro cúbico de aire

10 24 horas

Bromino Microgramos de brominopor metro cúbico de aire

20 24 horas

N-Butanol Microgramos de n-butanolpor metro cúbico de aire

1,875 1 hora



2-Butanona (Metil Etil*Quetona)

Microgramos de 2-butanonapor metro cúbico de aire

31,000 1 hora

Acetato butílico Microgramos de acetato butílico pormetro cúbico de aire

600 1 hora

Acrilato Butílico Microgramos de acrilato butílico pormetro cúbico de aire

35 24 horas

Estearato Butílico Microgramos de estearato butílico pormetro cúbico de aire

35 24 horas

Cadmio Total microgramos de cadmio en formalibre y combinada por metro cúbico deaire

2 24 horas

Carburo de Calcio Microgramos de carburo de calcio pormetro cúbico de aire

10 24 horas

Carburo de Calcio Microgramos de carburo de calcio pormetro cúbico de aire

10 24 horas

Cianuro de Calcio (comosal total)

Microgramos de cianuro de calcio pormetro cúbico de aire

35 24 horas

Hidróxido de Calcio Microgramos de hidróxido de calcio pormetro cúbico de aire

13.5 24 horas

Oxido de Calcio Microgramos de óxido de calcio pormetro cúbico de aire

10 24 horas

Captano Microgramos de captano por metrocúbico de aire

25 24 horas

Negro de Carbón* Microgramos de negro de carbón pormetro cúbico de aire

10 24 horas

Disulfuro de Carbono Microgramos de disulfuro de carbonopor metro cúbico de aire

330 24 horas

Monóxido de Carbono Microgramos de monóxido de carbonopor metro cúbico de aire

36,20015,700*

1 hora8 horas

Tetracloruro de Carbono Microgramos de tetracloruro de carbonopor metro cúbico de aire

600 24 horas

Cloramben Microgramos de clorambenpor metro cúbico de aire

35 24 horas

Clordano Microgramos de clordanopor metro cúbico de aire

5 24 horas



Dioxinas DibenzoClorinadas (DDC)

Picogramos de dioxinas dibenzoclorinadas por metro cúbico de aire

30 1 año

Mezclas de DioxinasDibenzo Clorinadas (DDC)y Furanos DibenzoClorinados (FDC)

Picogramos de una mezcla de dioxinasdibenzo clorinadas y furanos dibenzoclorinados por metro cúbico de aire

x/30+y/30(50) = 1x= concentración (pg/m3) de DDC enairey= concentración (pg/m3)de FDCs en aire

1 año

Cloro Microgramos de cloro por metro cúbico de aire

150 24 horas

Dióxido de Cloro Microgramos de dióxido de cloro pormetro cúbico de aire

30 24 horas

Clorodifluoro-metano

Microgramos de cloridifluoro metano por metro cúbico de aire

300,000 24 horas

Cloroformo Microgramos de cloroformo por metrocúbico de aire

500 24 horas

Cromo Microgramos de cromo en forma libre ycombinada por metro cúbico de aire

1.5 24 horas

Compuestos volátiles debrea (fracción soluble)

Microgramos de compuestos volátiles debrea por metro cúbico de aire

1 24 horas

Cobre Total microgramos de cobre por metrocúbico de aire

50 24 horas

Cresoles Microgramos de cresolespor metro cúbico de aire

75 24 horas

Ciclo Sol 63 Microgramos de ciclo sol 63 por metrocúbico de aire

5,000 24 horas

Ciclohexano Microgramos de ciclohexanopor metro cúbico de aire

100,000 24 horas

Cromo (formas di, Tri yHexavalente)

Microgramos de cromo por metro cúbicode aire

1.5 24 horas

Sal de Sodio Dalapón Microgramos de sal de sodio dalapónpor metro cúbico de aire

50 24 horas

Decaborano Microgramos de decaboranopor metro cúbico de aire

25 24 horas



1-Deceno Microgramos de 1-deceno por metro cúbico de aire

60,000 24 horas

Alcohol Diacetona* Microgramos de alcohol diacetona pormetro cúbico de aire

815 1 hora

Diazinón Microgramos de diazinón por metrocúbico de aire

3 24 horas

Diborano Microgramos de diborano por metrocúbico de aire

10 24 horas

Dilaurato Dibutiltin Microgramos de diborato dibutiltín pormetro cúbico de aire

30 24 horas

Ftalato Dicaprílico Microgramos de ftalato dicaprílico pormetro cúbico de aire

500 24 horas

1,1-Dicloroeteno(Cloruro de Vinilideno)

Microgramos de 1,1-dicloroeteno pormetro cúbico de aire

35 24 horas

Difluoro-diclorometano (freón 12)

Microgramos de difluorodiclorometanopor metro cúbico de aire

500,000 24 horas

Quetona Disobutílica Microgramos de quetona diisobutílicapor metro cúbico de aire

400 1 hora

N,N-Dimetil-1,3-Diaminopropano

Microgramos de n,n-dimetil-1,3diaminopropano por metro cúbico deaire

20 24 horas

Disulfuro * Dimetílico Microgramos de disulfuro dimetílico pormetro cúbico de aire

40 1 hora

EterDimetílico *

Microgramos de éter dimetílico pormetro cúbico de aire

2,100 24 horas

Ftalato Dioctílico Microgramos de ftalato dióctilico pormetro cúbico de aire

500 24 horas

Dioxano* Microgramos de dioxano por metrocúbico de aire

3,500 24 horas

Dioxolano Microgramos de dioxolano por metrocúbico de aire

10 24 horas

Acido Sulfónico de DodecilBenceno

Microgramos de ácido sulfónico dedodecil benceno por metro cúbico deaire

35 24 horas

Dodina Microgramos de dodina por metrocúbico de aire

10 24 horas



Droperidol Microgramos de droperidol por metrocúbico de aire

1 24 horas

Polvo Gramos por metro cuadrado 7 30 días

Etanol (Alcohol Etílico)* Microgramos de etanol por metro cúbicode aire

19,000 1 hora

Acetato Etílico* Microgramos de acetato etílico por metrocúbico de aire

19,000 1 hora

Acrilato Etílico* Microgramos de acrilato etílico por metrocúbico de aire

4.5 1 hora

2-Etil Antraquinona Microgramos de 2-etil antraquinona potmryto cúbico de aire

10 24 horas

Etilbenceno* Microgramos de etilbenceno por metrocúbico de aire

4,000 1 hora

Eter Etílico Microgramos de éter etílico por metrocúbico de aire

30,000 24 horas

Etilo-3-Etoxi Propionato* Microgramos de etilo-3-etoxy propionatopor metro cúbico de aire

120 1 hora

2-Etil Hexanol* Microgramos de 2-etil hexanol por metrocúbico de aire

600 1 hora

Etileno Microgramos de etileno por metro cúbicode aire

40 24 horas

Acido TetracéticoEtilenodiamina

Microgramos de ácido tetraacéticoetilenodiamina por metro cúbico de aire

35 24 horas

Dicloruro de Etileno Microgramos de dicloruro de etileno pormetro cúbico de aire

400 24 horas

Eter Butílico* Glicol Etileno(Celosolve Butílico)

Microgramos de éter butílico glicoletileno por metro cúbico de aire

300 1 hora

Acetato Eter* Butílico GlicolEtileno (Acetato deCelosolve Butílico)

Microgramos de acetato eter butílicoglicol etileno por metro cúbico de aire

425 1 hora

Dinitrato de Glicol deEtileno

Microgramos de dinitrato de glicol etilenopor metro cúbico de aire

3 24 horas

Eter Etílico* Glicol Etileno(Celosolve)

Microgramos de éter etílico glicol etilenopor metro cúbico de aire

665 1 hora



Acetato Eter* Etílico GlicolEtileno (Acetato deCelosolve)

Microgramos de acetato éter etílico glicoletileno

180 1 hora

Oxido de Etileno Microgramos de óxido de etileno pormetro cúbico de aire

5 24 horas

Citrato Fentanil Microgramos de citrato fentanil pormetro cúbico de aire

0.02 24 horas

Oxido férrico Microgramos de óxido férrico por metrocúbico de aire

25 24 horas

Fluoridación (estación dedesarrollo)

Microgramos de fluoruros totalescolectados sobre100 cm2 de papel de filtro encalado

40 30 días

Fluoridación (Noviembre 1a Marzo 31)

Microgramos de fluoruros totalescolectados sobre100 cm2 de papel de filtro encalado

80 30 días

Fluoruros (Gaseosos)Abril 15 a Octubre 15

Microgramos de fluoruro inorgánicogaseosos por metro cúbico de aireexpresado como fluoruro de hidrógeno

0.86 0.34

24 horas30 días

Fluoruros(Total)(Abril 15 a Octubre 15)

Total microgramos de fluoruroinorgánico por metro cúbico de aireexpresado como fluoruro de hidrógeno

1.72 0.68

24 horas30 días

Fluoruros (total)Octubre 16 a Abril 14

Total microgramos de fluoruroinorgánico por metro cúbico de aireexpresado como fluoruro de hidrógeno

3.44 1.38

24 horas30 días

Fluoruros en plantas Partes por millón de fluoruros peso seco 80 30 días

Fluoruros en plantas(promedio)

Partes por millón de fluoruros peso seco 60 2 meses(consecutivos)

Fluoruro en plantas (criterio promedio de estación dedesarrollo)

Partes por millón de fluoruros peso seco 35 30 días

Fluorinerte3M-FC-10

Microgramos de fluorinerte 3M-FC-70por metro cúbico de aire

35 24 horas

Formaldehído* Microgramos de formaldehído por metrocúbico de aire

65 1 hora

Acido Fórmico Microgramos de ácido formico por metrocúbico de aire

500 24 horas



Furfurol * Microgramos de furfurol por metrocúbico de aire

1,000 1 hora

Alcohol Furfurélico Microgramos de alcohol furfurélico 1,000 24 horas

Glutaraldehído Microgramos de glutaraldehído pormetro cúbico de aire

14 24 horas

Haloperidol Microgramos de haloperidol por metrocúbico de aire

0.1 24 horas

Hexaclorociclo- hexano(Lindano)

Microgramos de hexacloro- cyclohexanopor metro cúbico de aire

5 24 horas

Hexaclorociclo- pentadieno Microgramos de hexaclorociclopentadieno por metro cúbico de aire

2 24 horas

Hexametil Disilazano Microgramos de hexametil disilazano pormetro cúbico de aire

2 24 horas

Monómero deHexametileno Disocianato

Microgramos de monómero dehexametileno diisocianato por metrocúbico de aire

0.5 24 horas

Trímero de HexametilenoDisocianato

Microgramas de trímero hexametilenodiisocianato por metro cúbico de aire

1 24 horas

Hexano Microgramos de hexano por metrocúbico de aire

12,000 24 horas

Acido* Clorhídrico Microgramos de ácido clorhídrico pormetro cúbico de aire

40 24 horas

Acido Cianúrico Microgramos de ácido cianúrico pormetro cúbico de aire

575 24 horas

Agua Oxigenada Microgramos de agua oxigenada pormetro cúbico de aire

30 24 horas

Acido Sulfhídrico Microgramos de ácido sulfídrico pormetro cúbico de aire

30 1 hora

Hierro(metálico)

Microgramos de hierro metálico pormetro cúbico de aire

4 24 horas

Isobutanol Microgramos de isobutanol por metrocúbico de aire

1,600 1 hora

Acetato* Isobutílico Microgramos de acetato isobutílico pormetro cúbico de aire

1,000 1 hora

Isopropanol(Alcohol Isopropílico)

Microgramos de isopropanol por metrocúbico de aire

24,000 24 horas



Acetato*Isopropílico

Microgramos de acetato isopropílico pormetro cúbico de aire

1,200 1 hora

Isopropil*Benceno

Microgramos de isopropil benceno pormetro cúbico de aire

100

Plomo Total microgramos de plomo en formalibre y combinada por metro cúbico deaire

5 24 horas

Plomo Total microgramos de plomo en formalibre y combinada por metro cúbico deaire (promedio aritmético)

3 30 días

Plomo Total microgramos de plomo en formalibre y combinada por metro cúbico deaire (promedio geométrico)

2 30 días

Lead in el polvo* Gramos de plomo en el polvo por metrocuadrado

0.1 30 días

Litio(no-hidruro)

Total microgramos de litio en otroscompuestos que el hidruro por metrocúbico de aire

20 24 horas

Hidruros de Litio* Total de microgramos de hidruros de litiopor metro cúbico de aire

2.5 24 horas

Oxido de Magnesio Total microgramos de óxido demagnesio por metro cúbico de aire

100 24 horas

Malatión Microgramos de malatión por metrocúbico de aire

35 24 horas

Anhídrido Maleico Microgramos de anhídrido maleico pormetro cúbico de aire

30 24 horas

Compuestos deManganeso

Total microgramos de manganeso enmanganeso in forma libre y combinadaincluyendo permanganato de potasiocomo manganeso por metro cúbico deaire

10 24 horas

Mercaptanos Total microgramos de mercaptanos pormetro cúbico de aire expresado comomercaptanos de metilo

20 1 hora

Mercaptobenzo-tiazodisulfuro

Microgramos de mercaptobenzo-tiazodislfuro por metro cúbico de aire

35 24 horas



Mercurio Total microgramos de mercurio en formalibre y combinada por metro cúbico deaire

2 24 horas

Mercurio(Alquilo)

Total microgramos de compuestos demercurio alquilo por metro cúbico de aire

0.5 24 horas

Metaldehido Microgramos de metaldehido por metrocúbico de aire

35 24 horas

Acido* Metacrílico Microgramos de ácido metacrílico pormetro cúbico de aire

2,000 24 horas

Metano DifenilDiisocianato

Microgramos de metano difenildiisocianato pormetro cúbico de aire

1 24 horas

Metanol(Alcohol Metílico)

Microgramos de metanol por metrocúbico de aire

28,000 24 horas

Acrílico Metílico Microgramos de acrilato metílico pormetro cúbico de aire

4 1 hora

Bromuro Metílico Microgramos de bromuro metílico pormetro cúbico de aire

1,350 24 horas

CloruroMetílico

Microgramos de cloruro metílico pormetro cúbico de aire

7,000 24 horas

Peróxido Quetona Metil Etil Microgramos de peróxido quetona metiletil por metro cúbico de aire

80 24 horas

5-Metil-2-Hexanona

Microgramos de 5-metil 2-hexanona 380 1 hora

Quetona Metil Isobutil Microgramos de quetona metil isobutilpor metro cúbico de aire

1,200 24 horas

Metacrilato de Metilo* Microgramos de metacrilate de metilopor metro cúbico de aire

860 24 horas

Salicilato de Metilo Microgramos de salicilato de metilo pormetro cúbico de aire

100 24 horas

Metoxicloro Microgramos de metoxicloro por metrocúbico de aire

35 24 horas

Cloruro de Metileno Microgramos de cloruro de metileno pormetro cúbico de aire

100,000 1 hora



4,4-Metileno-bis-2-cloroanilina

Microgramos de 4,4-metileno bis-2-cloroanilina por metro cúbico de aire

10 24 horas

Dianilina de Metileno Microgramos de dianilina de metilenopor metro cúbico de aire

10 24 horas

Nitrato de Miconazol Microgramos de miconazol por metrocúbico de aire

5 24 horas

Leche en Polvo Microgramos de leche en polvo pormetro cúbico de aire

20 24 horas

Amina* Monometílica Microgramos de amina monometílica pormetro cubico de aire

25 24 horas

Naftaleno* Microgramos de naftaleno por metrocúbico de aire

30 1 hora

Níquel* Total microgramos de níquel en formalibre y combinada por metro cúbico deaire

2 24 horas

Carbonilo de Níquel Microgramos de carbonilo de níquel pormetro cúbico de aire

0.5 24 horas

Acido Nítrico Microgramos de ácido nítrico por metrocúbico de aire

35 24 horas

Acido Nitrilo- triacético Microgramos de ácido nitrilotriacético pormetro cúbico de aire

35 24 horas

Oxidos de Nitrógeno Microgramos de óxidos de nitrógeno pormetro cúbico de aire expresado comoNO2

200 24 horas

Nitroglicerina Microgramos de nitroglicerina por metrocúbico de aire

3 24 horas

Oxido Nitroso Microgramos de óxido nitroso por metrocúbico de aire

9,000 24 horas

Octano Microgramos de octano por metrocúbico de aire

37,400 1 hora

1-Octeno Microgramos de 1-octeno por metrocúbico de aire

50,000 24 horas

Acido Oxálico Microgramos de ácido oxálico por metrocúbico de aire

25 24 horas



Ozono Microgramos de ozono por metro cúbicode aire

165 1 hora

Paladio( soluble en H2O)

Total microgramos de compuestos depaladio soluble en agua incluyendocloruro de paladio como paladio

10 24 horas

Penicilina Microgramos de penicilina por metrocúbico de aire

0.1

24 horas

Pentaborano Microgramos de pentaborano por metrocúbico de aire

1 24 horas

Pentacloro-fenol

Microgramos de pentaclo- rofenol pormetro cúbico de aire

20 24 horas

Percloroetileno Microgramos de percloroetileno pormetro cubico de aire

4,000 24 horas

Fenol* Microgramos de fenol por metro cúbicode aire

100 24 horas

Fosgeno Microgramos de forgeno por metrocúbico de aire

45 24 horas

Fosfina Microgramos de fosfina por metro cúbicode aire

10 24 horas

Acido Fósforico Microgramos de ácido fosfórico pormetro cúbico de aire expresado comoP2O5

100 24 horas

Oxicloruro de Fósforo Microgramos de oxicloruro de fósforopor metro cúbico de aire

12 24 horas

Pentacloruro de Fósforo Microgramos de pentacloruro de fósforopor etro cúbico de aire

10 24 horas

Anhídrido Ftálico Microgramos de anhídrido ftálico pormetro cúbico de aire

100 24 horas

Pimozide Microgramos de pimozide por metrocúbico de aire

1 24 horas

Platino(soluble en agua)

Total microgramos de platino encompuestos solubles en agua por metrocúbico de aire

0.2 24 horas

Polibuteno-1-sulphito

Microgramos de polybuteno-1-sulfito pormetro cúbico de aire

35 24 horas

Bifenilos Policlorinados(riesgo: 0.84/millón)

Nanogramos de bifenilos policlorinadospor metro cúbico de aire

150 35

24 horas 1 año



Policloropreno Microgramos de policlro- preno pormetro cúbico de aire

35 24 horas

Cianuro de Potasio(como sal total)

Microgramos de cianuro de potasiopormetro cúbico de aire

35 24 horas

Hidróxido de Potasio Microgramos de hidróxido de potasiopormetro cúbico de aire

14 24 horas

Nitrato de Potasio Microgramos de Nitrato de Potasio pormetro cúbico de aire

35 24 horas

N-Propanol(Alcohol N-Propílico)

Microgramos de n-propanol por metrocúbico de aire

16,000 24 horas

Propionaldehido Microgramos de propionaldehido pormetro cúbico de aire

2.5 24 horas

Acido Propiónico Microgramos de ácido propiónico pormetro cúbico de aire

80 1 hora

Anhídrido Propiónico(expresado como ácidopropiónico)

Microgramos de anhídrido propiónicocomo equivalente ácido propiónico pormetro cúbico de aire

80 1 hora

Dicloruro de Propileno Microgramos de dicloruro de propilenopor metro cúbico de aire

2,400 24 horas

Eter Metílico GlicolPropileno

Microgramos de éter metílico glicolpropileno por metro cúbico de aire

73,200 1 hora

Acetato de Eter*Monometílico GlicolPropileno

Microgramos de acetato de étermonometílico glicol propileno por metrocubico de aire

4,100 1 hora

Oxido de Propileno Microgramos de óxido de propilenopormetro cúbico de aire

4,500 24 horas

Piridina* Microgramos de piridina por metrocúbico de aire

48 1 hora

Selenio Microgramos de selenio en forma libre ycombinada por metro cúbico de aire

10 24 horas

Silano Microgramos de silano por metro cúbicode aire

150 24 horas

Sílice - inhalable (menosde 10 micrómetros endiámetro)

Microgramas de sílice inhalable pormetro cúbico de aire

5 24 horas



Plata Total microgramos de plata en formalibre y combinada por metro cúbico deaire

1 24 horas

Cloruro de Sodio Microgramos de cloruro de sodio pormetro cúbico de aire

20 24 horas

Cianuro de Sodio (comosal total)

Microgramos de cianuro de sodio pormetro cúbico de aire

35 24 horas

Hidróxido de Sodio Microgramos de hidróxido de sodio pormetro cúbico de aire

10 24 horas

Solvesso*100

Microgramos de solvesso 100 por metrocúbico de aire

1,030 1 hora

Solvesso150

Microgramos de sovesso 150 por metrocúbico de aire

1,030 1 hora

Cloruro estañoso (comoestaño)

Microgramos de cloruro estañoso pormetro cúbico de aire

10 24 horas

Estireno* Microgramos de estireno por metrocúbico de aire

400 24 horas

Subtilisina(enzima de detergente)

Microgramos de subtilisina pormetrocúbico de aire

0.06

24 horas

Sulfatación Miligramos de trióxido de azufre por 100cm2 de peróxido de plomo expuesto

0.7 30 días

Dióxido de azufre Microgramos de dióxido de azufrepormetro cúbico de aire

275 690 55

24 horas 1 hora 1 año(mediaaritmética)

Acido Sulfúrico Microgramos de ácido sulfurícopormetro cúbico de aire

35 24 horas

Partículas suspendidas(partículas de menos de 44micrones en tamaño)

Total microgramos de particulassuspendidas por metro cúbico de aire

120 60

24 horas 1 año(mediageométrica)

Talco(fibroso)

Microgramos de talco fibroso por metrocúbico de aire

2 24 horas

Tellerio(excepto ácido telúrico)

Microgramos de tellerio in forma libre ycom-binada por metro cúbico de aire

10 24 horas



Tetrabutilurea Microgramos de tetrabu-tilorea por metrocúbico de aire

10 24 horas

Tetrahidro- furano* Microgramos de tetrahi- drafurano pormetro cúbico de aire

93,000 24 horas

Disulfuro TiuramTetrametilo

Microgramos de disulfuro tiuramtetrametilo por metro cúbico de aire

10 24 horas

Tiourea Microgramos de tiourea por metrocúbico de aire

20 24 horas

Estaño Total microgramos de estaño en formalibre y combinada por metro cúbico deaire

10 24 horas

Titanio Microgramos de titanio por metro cúbicode aire

35 24 horas

Sodio de Tolmetín microgramos de sodio de tolmetín pormetro cúbico de aire

5 24 horas

Tolueno* Microgramos de tolueno por metrocúbico de aire

2,000 24 horas

Disocianato de Tolueno* Microgramos de disocianato de toluenopor metro cúbico de aire

0.5 24 horas



Azufre Reducido Total (ART)como equivalenteH2S (proveniente de losmolinos de pulpa Kraft)

Microgramos de azufre reducido total comequivalente H2S por metro cúbico de aire

40 1 hora

1,2,4-Tricloro-benceno

Microgramos de 1,2,4-triclorobenceno pormetro cúbico de aire

35 24 horas

1,1,1-Tricloro-hetano(Cloroformo de Metilo)

Microgramos de 1,1,1-Triclorohetano pormetro cúbico de aire

115,000 24 horas

Trichloro-etileno

Microgramos de tricloroetileno por metrocúbico de aire

28,000 24 horas

Trifluoro- tricloroetano Microgramos de trifluorotricloroetano pormetro cúbico de aire

800,000 24 horas

Trimetil*Amina

Microgramos de trimetil amina por metrocúbico de aire

0.5 1 hora

1,2,4-TrimetilBenceno

Microgramos de 1,2,4- trimetil benceno pormetro cúbico de aire

35 24 horas

Metacrilato de Tripropoltin Microgramos de metacrilato de tripropoltinpor metro cúbico de aire

1 24 horas

Vanadio Total microgramos de vanadio en forma librey combinada por metro cúbico de aire

2 24 horas

Cloruro de Vinilo Microgramos cloruro de vinilo por metrocúbico de aire

280 24 horas

Warfarin Microgramos de warfarin por metro cúbicode aire

10 24 horas

Suero en Polvo Microgramos de suero en polvo por metrocúbico de aire

35 24 horas

Xilenos Total microgramos de xilenos por metrocúbico de aire

2,300 24 horas

Zinc Total microgramos de zinc en forma libre ycombinada por metro cúbico de aire

100 24 horas



APENDICE B

Emisiones Gaseosas del Tratamiento de Residuo



APENDICE B

EMISIONES GASEOSAS DEL TRATAMIENTO DE RESIDUO

El tratamiento de residuos sólidos, semisólidos y líquidos con frecuencia generan emisiones

gaseosas. Las técnicas usadas son esencialmente idénticas a las mencionadas previamente en

este documento y variarán de acuerdo a los contaminantes involucrados y el método usado para

el tratamiento de residuo. Para mayor información sobre el tema, vea los siguientes documentos

en ésta serie de guías:

Guías Para el Manejo de Residuos Sólidos de Refinerías de Petróleo

Tratamiento de tierras (cultivo de suelo) Sección 5.5.1.5

Incineración de residuos peligroso 5.5.3.2.5

5.5.3.2.10

Incineración de suelo contaminado 5.5.3.2.11

Incineración de desperdicios en general 5.5.3.3.1

Confinamiento de residuo peligroso 5.6.1.3

5.6.1.4

Almacenamiento de residuo peligroso 5.8.3

Guías Para el Manejo de Residuos Líquidos de Refinería de Petróleo

Tratamiento de agua residual Sección 5.5.1.2

Incineración de residuo peligroso 5.5.3.2.5

5.5.3.2.10

Confinamiento de residuo peligroso 5.6.1.3

5.6.1.4

Almacenamiento de residuo peligroso 5.9.3

Incineración de BPC 6.1.5



APENDICE C

Combustion de Carbon



APENDICE C

COMBUSTION DE CARBON

El carbón con frecuencia se quema para generar gases calientes y vapor para producir

electricidad. En general, las refinerías no queman carbón o coque de petróleo para generar

vapor. Sin embargo, en el evento de que haya tales casos, aquí se presentan descripciones

breves de varias tecnologías que se practican en la actualidad.

Las calderas de combustible pulverizado representan una tecnología ya establecida y aún muy

popular. Presentan, sin embargo, un número de problemas en materia de emisiones. Además,

los costos de energía y la preocupación por el calentamiento del planeta han conducido a diseños

más eficientes en materia de energía. Por estas razones, las nuevas tecnologías se están

convirtiendo más populares.

Este apéndice analiza los problemas de emisión inherentes en las calderas de combustible

pulverizado y los compara con los experimentados las unidades de estrato fluidizado y de

burbujeo.

Tres tecnologías limpias - gasificación integrada de ciclo combinado, quemadores de bajo

NOx/SOx, inyección de sorbente - describen el uso de nuevos procesos aplicados en sistemas

más viejos para mejorar los controles de emisión y el uso de energía.

La última sección describe los requerimientos ambientales.

C.1 Unidades de Combustible Pulverizado

En los sistemas de combustible pulverizado (CP) se necesita una temperatura alta para

asegurar una combustión completa de carbón. Esto produce niveles altos de NOx y SOx

en el gas de combustión. Se encontró que las partículas de carbón se arrastran por

encima. Por lo general fueron recuperadas corriente abajo del banco de convección y se

reinyectaron a través de una tolva de seguridad. Las eficiencias de combustión de carbón

son del orden de 95-97 %.

El uso de tecnologías de amoníaco o urea para reducir las emisiones NOx causan un incremento

en los niveles de monóxido de carbono, que, a su vez, afecta la extracción de azufre.



Cuando se quema carbón con altos grados de azufre los gases de combustión de las

unidades CP deben limpiarse, por lo general lavándolos con cal húmeda. El dióxido de

azufre reacciona con el carbonato de calcio para formar sulfito de calcio y dióxido de

carbono. El sulfito se oxida para formar sulfato que después se elimina.

La alimentación directa de caliza en la cámara de combustión produce óxido de calcio y

dióxido de carbono. Con suficiente oxígeno, el óxido de calcio y el dióxido de azufre

forman sulfato de calcio. En una atmósfera de reducción, el principal producto de azufre

será el ácido sulfhídrico que reacciona con el óxido de calcio para formar sulfito de calcio.

Debe notarse de que la presencia de monóxido de carbono causa que el sulfato regrese a

las condiciones de dióxido de azufre y óxido de calcio. El oxígeno en exceso requerido

para la extracción de azufre es una causa conocida, y se sospecha del óxido de calcio, de

la formación de NOx.

El ritmo óptimo de formación de sulfato de calcio ocurre a 850 C: después de 900 C

ocurre una reducción abrupta en la conversión. Debido a que las unidades CP operan a

temperaturas más altas, la captura de azufre es baja a menos de que se usen relaciones

molares altas (3+) calcio-azufre.

El monóxido de carbono se genera durante la combustión incompleta de carbón, o la

reacción de carbón (partículas de carbonización) con el bióxido de carbono (la reacción

Bouduard).

Los sólidos en suspensión, o partículas, se arrastran hacia la cámara de convección. Las

temperaturas altas de combustión tienden a formar esferas ásperas de las partículas de

ceniza.

C.2 Tecnología Tipo Estrato Fluidizado Circulante

La tecnología de estrato fluidizado circulante (EFC) empezó a usarse a finales de los 70s.

Puede ser muy efectiva en materia de costos cuando incluye controles de emisión.

También, combustibles de baja calidad, como lo son el residuo de carbón y la biomasa,

pueden ser utilizados. Los estratos fluidizados circulatorios tienen similitudes pero,



también diferencias básicas, con los estratos de burbujeo. Esta última tecnología se

discute en la siguiente sección.

Un estrato fluidizado circulatorio típico es similar a un reactor CCF. El gas entra en el

fondo, se mezcla con las partículas sólidas las cuales se mueven hacia arriba hacia un

ciclón a través de un elevador. Las partículas recuperadas se circulan, a través de un tubo

vertical, de regreso a la entrada de gas. Sin embargo, debido a que los sólidos tienen un

tamaño del orden 200-300 micrones, es necesario mantener fluidizado al tubo vertical. La

cantidad de sólidos en el tubo vertical determina la caída de presión en el sistema, y por lo

mismo el ritmo al cual se circulan los sólidos. Este tubo no debe estar inclinado ya que

aumentaría la tendencia a desfluidizar.

Para evitar una inversión del sentido de flujo - contrario al elevador y hacia el ciclón de

arriba a través del tubo vertical- válvulas de control, pero más comúnmente sellos tipo

anillo son instalados. Las válvulas distribuidoras hasta el momento son consideradas

como imprácticas.

La estabilidad de la flama se mantiene mediante la cantidad de partículas calientes en el

sistema. Debido al buen mezclado de los sólidos circulantes, la unidad es básicamente

isotérmica. Las velocidades del gas son del orden de 5-10 m/s, evitando el uso de tubos

de recuperación de calor en el estrato. Las unidades por lo general son largas y delgadas

- 30-40 m es normal para calderas de 200 MW. Un método común para la transferencia

de calor es instalar "cortinas" verticales con una constitución tipo membrana. Algunas

unidades tienen intercambiadores externos de calor que reciben calor de una (o todas)

corriente de los sólidos circulantes. Al pasar por el intercambiador los sólidos deben

borbotear.

Existe en el mercado cierto número de procesos patentados. La capacidad máxima ha

crecido continuamente en vista de la experiencia técnica ganada. Las unidades más

grandes son del orden de 300-400 MW.

La Ahlstrom (Finlandia) y su subsidiaria en los Estados Unidos Pyropower Corporation, la

Gotaverken Energy Systems AB (Suecia) y la Keenler/Dorr-Oliver (USA) siguen el diseño



anteriormente mencionado, pero sin intercambio de calor externo. La última instaló una

guía de vórtice de longitud completa en el ciclón. La Lurgi GmbH (Germany) tiene un

intercambiador de calor opcional que usa una corriente de los sólidos circulantes. Esto le

da una ventaja a su tecnología a condiciones de flujo lento pero el sistema requerido de

circuito de presión doble agrega complejidad a la unidad. La Figura 9 describe los

componentes de una unidad Lurgi, que esencialmente contiene todas las características

mencionadas anteriormente.

La Studsvik Energieteknik AB (Suecia) usa un separador de laberinto y una cámara de

combustión de monóxido de carbono, en lugar de un ciclón. También, la circulación de

catalizador se controla con una válvula L. Esto permite al operador variar la densidad del

estrato del elevador y el ritmo de circulación.

El Battelle Memorial Institute (USA) desarrolló una variación conocida como el estrato de

fluido multisólido. Un estrato denso, no circulatorio de partículas grandes (del tipo de

grava de río) se mantiene en la base del elevador. Esto aumenta el tiempo de reacción

puesto que los sólidos finos circulantes pasan lentamente a través del estrato y permite

que las piezas grandes de carbón se alimenten al sistema (también provoca un aumento

en la erosión). Aire para combustión secundaria se inyecta en el elevador. Sin embargo,

el contenido de sólidos del gas en la parte superior del elevador es solamente 5-10 % del

que se presenta en el EFC. Por lo tanto existen menos partículas de cal en esa región y

baja captura de azufre. La unidad tiene un intercambiador de calor externo que usa todos

los sólidos circulantes, excepto aquéllos que se extraen para eliminación. Las válvulas L

controlan el regreso de los sólidos al estrato.



Las calderas EFC operarían con bastante efectividad si el contenido de sólidos máximo

del gas del elevador se puede obtener. Sin embargo, esto requeriría ventiladores muy

grandes. Como consecuencia, la carga de sólidos es de solo 4 % en volumen, en lugar de

10-15 %. El aire de combustión en etapas resuelve en cierto grado este problema.

El carbón por lo general se tritura a un tamaño de 3-12 mm: la caliza a menos de 1 mm.

Los ciclones aseguran que haya menos pérdidas de partículas. Se acepta una variedad

amplia de alimentaciones, incluyendo el coque de petróleo, antracita, carbón bituminoso,

turba y residuos de madera. Los combustibles se pueden alternar o combinar. El

contenido de agua en la alimentación (y ceniza) es un factor muy importante.

El combustible por lo general se alimenta en el tubo vertical o en el elevador cerca de la

base.

El fondo del elevador es por lo general cónico (hacia abajo) para mantener fluidizado al

material grande. Sin embargo no se pueden evitar grandes abultamientos en estos

sistemas, ya sea por una mala preparación de la alimentación o bien como un resultado

de la combustión. Estos abultamientos no se fluidizan y por lo tanto se acumulan en el

fondo del elevador. Para resolver esto, este material comúnmente se manda a un

clasificador de aire - un ducto vertical por donde el cual el aire sopla de regreso a los

abultamientos pequeños y permite que los más grandes salgan del EFC. El aire también

enfría la ceniza. Las relaciones 3:1 de reducción son bastante comunes, aunque en

ciertas unidades se alcanza 5:1. La reducción del flujo de aire produce un estrato más

denso. Para mantener la fluidización a caudales bajos, la recirculación de gas de

combustión se usa con frecuencia. Las unidades con intercambiadores de calor externos

manejan mucho mejor los flujos bajos puesto que el flujo al intercambiador se puede

controlar para mantener constante la temperatura del elevador.

La recirculación de cualquier sólido que ha sido acarreado hacia arriba al ciclón asegura

que haya una combustión de carbón mayor de 98 %. Es necesario, sin embargo, operar a

temperaturas de 800-900 C, para prevenir la fusión de partículas y para disminuir las

emisiones de azufre (ver lo siguiente).



La producción de NOx se minimiza con el uso de aeración en etapas. En la base del

elevador se inyecta el 50-60 % de la cantidad estequiométrica de aire. Aire secundario se

inyecta en una parte alta del elevador, en donde el horno pasa de un medio oxidante a

uno reductor. Esta estrategia funciona mejor cuando los sólidos contienen una porción

alta de compuestos volátiles (La combustión en etapas se diseña para la fase gaseosa.

Por lo tanto los resultados no son tan buenos cuando se quema antracita).

Las unidades de combustión de estrato fluidizado circulatorio sufren los mismos

problemas que las calderas de combustible pulverizado cuando se usa amoníaco o urea

para controlar NOx - mayores niveles de monóxido de carbono conducen a capturas de

azufre bajas.

Concentraciones de emisión de NOx menores de 300 ppm son fáciles de obtener, siendo

fácil de obtenerse las de 150 ppm o menos.

La tecnología de EFC es más adecuada que las unidades de combustible pulverizado

para capturar azufre. La caliza calcinada atrapa al azufre en una capa delgada superficial.

Para mejorar el rendimiento, se requieren partículas más finas de caliza. Con seguridad

éstas serán acarreadas por arriba en las unidades convencionales. Sin embargo, los

ciclones EFC las regresan a la cámara de combustión. Además, la temperatura es más

uniforme. Ciertas pruebas indican que eficiencias de extracción de azufre iguales a las de

las unidades CP se pueden lograr con la mitad de caliza.

El monóxido de carbono se produce a lo largo del elevador. Sin embargo, en el vórtice de

gas central del ciclón se lleva a cabo la combustión de CO. Algunas unidades EFC tienen

separadores de laberinto, en los cuales el gas de combustión golpea una serie de paneles

de compensación, provocando que las partículas se desprendan del flujo de gas. En

estas unidades, no existe combustión de monóxido de carbono por lo que se requiere de

una cámara de combustión separada cubierta de refractario.

Las emisiones de monóxido de carbono varían, por razones que realmente no son

conocidas: las unidades más pequeñas han reportado de 2 ppm y las más grandes del

orden de 30-90 ppm.



La extracción de partículas es una área en la cual las unidades EFC no tienen una ventaja

aparente sobre los sistemas CP. A pesar del ciclón, las partículas, aunque en pequeñas

cantidades, salen del EFC. Son más angulares y más pequeñas que las que salen de una

unidad CP. Una limpieza final se obtiene con un precipitador electrostático o con un filtro

de tela. Puesto que las partículas más pequeñas inducen una caída de presión mayor, el

filtro debe ser más grande que el correspondiente a una unidad CP. La experiencia ha

indicado que los precipitadores electrostáticos no funcionan bien con las partículas de

estrato fluidizado. La opacidad de la chimenea tiende a ser mayor y la limpieza de los

electrodos es más difícil.

C.2.1 Tecnología de Estrato Burbujeante

Las calderas de estrato burbujeante también inyectan aire en un estrato de combustible

sólido. Sin embargo, las velocidades de gas en los estratos burbujeantes son mucho

menores que en las unidades EFC - 1-3 m/s. Consecuentemente, el acarreo de partículas

es menor.

La magnitud de la carga del carbón puede ser mayor que en las unidades EFC. Se debe

vigilar que no se produzca un exceso de partículas finas cuando el carbón se tritura.

Tanto las tecnologías de estrato burbujeante como las de estrato fluidizado requieren

menos preparación de la carga que las unidades de combustible pulverizado. A diferencia

de los EFC, el estrato burbujeante requiere de muchas boquillas de entrada para la

distribución de la alimentación.

Sin embargo, pérdidas del 10-15 % de carbón sin quemarse, motivaron la instalación de

tolvas de seguridad para regresar partículas que se depositaban afuera de los tubos de

convección. Esto redujo las pérdidas a 3-5 %. Las versiones recientes del estrato

burbujeante incluyen la recirculación de partículas finas en una forma similar a la usada

en los EFC.

Las emisiones de óxido de nitrógeno son menores que las presenten en las unidades CP.

La captura de azufre también es mejor. Sin embargo, los tamaños reducidos de las

partículas de caliza requeridos para un desempeño óptimo conducen a pérdidas

excesivas. Por lo cual los EFC son más efectivos (debido al ciclón).



C.3 Tecnologías de Carbón Limpio

La tecnología de carbón limpio se refiere a los sistemas que producen menos

contaminantes gaseosos que los producidos mediante los métodos convencionales de

combustión de carbón. Entre estos contaminantes están las partículas, dióxido de azufre y

óxidos de nitrógeno (NOx). Basándose en estudios, las plantas bien operadas de

combustión de carbón no emiten hidrocarburos aromáticos policíclicos a niveles

preocupantes. La cuestión del calentamiento del planeta hoy en día se está atacando.

Algunas de éstas tecnologías son más eficientes en energía. Por lo tanto, menos dióxido

de carbono (y también otros gases) se emitirán.

Los sistemas de control ambiental para las unidades que queman carbón son sumamente

caros. Hasta un 40 % en inversiones capitales y 35 % en costos de operación en las

plantas nuevas pueden ser para el control ambiental. Además, la energía requerida para

operar estos controles puede ser del orden de 3-8% de la producción de la planta.

Varios estudios están en progreso para limpiar la carga de alimentación de las unidades

que queman carbón, mediante la reducción de los niveles de azufre y nitrógeno. En un

proceso llamado aglomeración cerca de la mitad de la materia mineral, incluyendo

algunos compuestos de azufre, es extraída, produciendo un combustible de mayor

calidad. Los combustibles agua-carbón (orimulsión) se están desarrollando para substituir

al aceite combustible.

El carbón refinado con solvente es un proceso, por primera vez probado en plantas piloto

a principio de los años 70, para producir carbón bajo en azufre y en ceniza. La tecnología

es adecuada para calderas chicas o medianas. Los costos capitales son muy altos.

El carbón es triturado y mezclado con un solvente que se ha producido corriente abajo.

Se agrega hidrógeno y la presión se lleva a 70-200 bars. La mezcla se calienta y se

guarda a 435-475 C y 120-165 bars durante 40 minutos. El carbón se desintegra en

carbón disuelto, un solvente y gas. Aproximadamente 60 % del azufre orgánico se

convierte en ácido sulfhídrico. El hidrógeno en exceso y otros gases no condensables son

extraídos. El líquido se enfría y la presión se reduce para evaporar cualquier gas residual,

después se filtra para extraer minerales, azufre piritoso (inorgánico), substancias



formadoras de ceniza y carbón sin disolver. El residuo es secado al vacío para recuperar

el solvente.

El filtrado se caliente a 340 C y se envía a una torre de vacío operada a 0.138 bar. Una

fracción media de destilado (175-415 C) se utiliza como solvente. El producto de la parte

alta (38-175 C) contiene fenoles y ácidos cresílicos, los cuales pueden ser recuperados.

Alternativamente, se puede hidrotratar y reformar para la producción de aromáticos.

Los flujos del fondo consisten principalmente de carbón líquido. Se puede quemar como

se produce, o solidificarse en un serpentín vibrante de placa enfriado por agua. (Un

enfriamiento con agua produce un carbón de baja densidad y altamente poroso con agua

retenida). El "carbón" final es quebradizo pero tiene un valor de calentamiento mayor que

el carbón crudo. Los rendimientos con cargas de carbón libre de humedad y ceniza son

del orden de 50-70 %.

La generación de electricidad con la integración de la gasificación de un ciclo

combinado (IGCC) representa la tecnología más prometedora de combustión de carbón

limpio. El carbón se gasifica en hidrógeno, monóxido de carbono y bióxido de carbono. El

azufre se convierte en ácido sulfhídrico y en una pequeña cantidad de sulfuro de

carbonilo. Los gases son después enfriados mediante la generación de vapor, y son

extraídos los productos de azufre y las partículas. El gas después se quema en una

turbina de gas para producir electricidad.

Los gases de escape de la turbina después generan vapor en un calentador de

recuperación de calor residual. Este vapor, y el del enfriamiento de gas mencionado

anteriormente, genera más electricidad en una turbina de vapor. Un diagrama del proceso

IGCC se presenta en la Figura 10.

Los resultados de la operación de plantas IGCC muestran que la eficiencia de esta

tecnología puede ser del orden de 50 %, comparada con 33 % de las estaciones

convencionales de fuerza eléctrica. Los requerimientos de agua son menores y la escoria

se clasifica como no tóxica. Los costos capitales son similares a los de las unidades

convencionales.



Entre la tecnología IGCC en desarrollo, se cuenta con el proceso Topping Cycle de la

British Coal Corporation.

Los quemadores de bajo NOx/SOx (QUEBANOS) son quemadores de etapa múltiple,

de tipo escoria diseñados para controlar simultáneamente NOx y SOx. Las pruebas en

plantas piloto demostraron que es posible obtener emisiones NOx bajo 100 ppm,

reducciones SOx de 70-90 %, combustión completa de monóxido de carbono y una

conversión total de carbón de 95-99%.

Se anticipa que los costos capitales para instalar estos quemadores serán mucho menor

que los de sistemas de tratamiento corriente abajo de los gases de combustión. Los

costos de operación también serán muy reducidos. La incorporación de un separador de

escoria permite que las calderas que queman aceite y gas se adapten para quemar

carbón.

El tratamiento del gas de combustión para servir plantas eléctricas requiere de equipo

muy costoso, aumenta los costos de operación y reduce la eficiencia de la planta. La

inyección de sorbentes de azufre, como lo es la caliza, ya se discutió anteriormente. Esto

reducirá las emisiones de azufre en un 50-70%, bajo condiciones óptimas (para carbones

bajos en azufre solo un 20 % se puede extraer con este método). En general, esta

tecnología parece ser efectiva sólo para reducciones moderadas de plantas existentes.



Tres procesos de depuramiento de gases de combustión de calentador para generar

fuerza eléctrica son ofrecidos por Neptune AirPol y Research-Cottrell y han estado en

servicio desde finales de los años 70s.

El primer proceso usa una substancia cáustica o carbonato sódico como un reactivo.

Puede haber una o dos etapas. La primera, un venturi puede extraer el 80-90 % de

dióxido de azufre. La segunda etapa es un absorbedor en el cual la substancia cáustica o

el carbonato sódico, con control pH, es reciclada. La Neptune Air Pol afirma ritmos de

extracción de 99 %. El sulfato y sulfito de sodio se venden a la industria de la pulpa y el

papel.

La AirPol tiene un segundo proceso en el cual el gas de combustión y el líquido depurador

pasan a través de un venturi de garganta ajustable usando un ventilador. El gas limpio va

hacia un eliminador de neblina y después hacia afuera a través de la chimenea. La

lechada cae a un sumidero, donde una parte del flujo se bombea a un regenerador - la cal

apagada produce sulfato y sulfito de calcio. Los sólidos se extraen mediante un filtro de

vacío y los líquidos pasan por una restitución del ión sodio y extracción del ión calcio

antes de recircularse al venturi.

El diseño Research-Cottrell ofrece una eficiencia alta (se afirma de 98 % o más) con una

baja caída de presión. La relación de reducción no es un problema. Una amplia variedad

de materiales alcalinos se pueden usar como reactivos. El gas de combustión caliente

entra a un depurador y es dirigido sobre la superficie del líquido reactivo. Esto causa un

rocío y la mezcla gotas/gas es jalada hacia un venturi invertido. El gas parcialmente limpio

pasa a través de un recolector de gotas inercial y después en una segunda etapa venturi

invertido de depuración. El gas después va a un eliminador de neblina y a la chimenea.

Una corriente de la lechada es extraída para disecar el sedimento. Las incrustaciones y el

taponamiento de los depuradores y del eliminador de la neblina se controla con un flujo

intermitente de agua fresca.

Una tecnología reciente, originalmente desarrollada para las plantas de cemento pero

posiblemente aplicable en las plantas de luz eléctrica que usan carbón y en las unidades

de residuo a energía, utiliza una ceniza en solución rica en potasio a través de la cual el



gas de combustión es burbujeado. El dióxido de azufre reacciona para formar sulfato de

potasio. Los datos de planta piloto indican que los niveles de NOx y monóxido de carbono

también pueden ser reducidos. Mayores detalles se pueden encontrar en el ejemplar de

Marzo 1990 de Chemical Engineering, página 41.

Ciertas investigaciones han encontrado que los microbios pueden extraer azufre del

carbón. El mismo proceso se puede usar para tratar la calcificación - un producto

derivado de la gasificación de carbón que tiene un alto contenido de materia volátil pero

también una cantidad considerable de azufre - y lutita petrolífera. Hasta un 60 % del

azufre en la calcificación y 24 % en la lutita petrolífera se pueden extraer con este

método.

C.4 Guias y Controles de Emisión

Para las unidades grandes de generación de luz eléctrica (más de 73 MW), las guías de

control de emisión para varios contaminantes del aire se listan con frecuencia como

nanogramos por Joule de calor aportado. Cierta consideración se le está dando al

concepto de ng/J de descarga de energía útil, que incluiría tanto la energía calorífica

como la eléctrica.

Los operadores de calentadores que queman carbón deben cumplir con las guías

reguladoras de emisión aplicables. En la ausencia de tales guías, o donde los valores

existentes son menos rígidos, los límites listados en la Tabla 15 se recomiendan para las

unidades con una capacidad mayor de 73 MW. Para unidades menores, los límites de

emisión recomendados son los que se presentan en la Tabla 2. Esta sección considera el

caso de unidades grandes.

La chimenea del gas de combustión se debe diseñar para el caso más pesimista en

materia de emisiones y otros parámetros. Mayores detalles se proporcionan en el

Apéndice B.



Tabla 15

LIMITES RECOMENDADOS PARA LA EMISION DE GASES EN UNIDADESGRANDES GENERADORAS DE ELECTRICIDAD 1

ParticulasTodos los combustibles 43 ng/J aporte de calor (promedio tres prueb.)

OpacidadTodos los combustibles 20% máximo, excepto para un período de 6 min por

hora que debe ser menos de 40%.

Oxidos de Nitrógeno (en forma NO2)2,3,4

Combustibles gaseosos 30 ng/J aporte calor5

Aceite ligero 50 "Aceite pesado 110 "Combustibles deriv. sólidos 110 "Combustibles sólidos 150 "

Dióxido de Azufre6

Todo combustible con 258 ng/J aporte calorposible concentración de combustiónde SO2 que no exceda 2580 ng/Jde aporte de calor.

Todos los combustibles con 10% de posible combustiónposible concentración de de SO2, perocombustión de SO2 excediendo que no exceda 516 ng/J2580 ng/J de aporte de calor de aporte de calor

1 Para plantas con una capacidad de 73 Megawatts o más2 Para un promedio de 30-días y promedio de plazo corto (de tres pruebas)3 Valores de las metas para 1995 listados en Management Plan for Nitrogen Oxides (NOx)

and Volatile Organic Compounds (VOCs), suponiendo ningún tratamiento para gas decombustión

4 Para múltiples fuentes de combustible, límite peso de emisiones de acuerdo al aporte decalor de cada combustible

5 Valores para metas propuestas en 2000 son 30 ng/J para gas, 90 ng/J para aceite ligero,100 ng/J carbón, de nuevo sin tratamiento gas combustión

6 Para promedio 30-días. Bases promedio plazo corto específicas sitio pero con rigidezigual al promedio 30-días



Se recomienda que la instrumentación se instale en la chimenea de salida para vigilar

regularmente (de preferencia continuamente) la opacidad del gas de combustión, las

emisiones de partículas, las concentraciones de óxidos de nitrógeno (expresado as NO2),

dióxido de azufre, oxígeno (o bióxido de carbono), así como también la temperatura. Las

concentraciones de dióxido de azufre a la entrada del dispositivo de control de azufre

también se deben medir para que se hagan los cálculos de extracción de azufre.

La opacidad es una medida del grado con el cual las emisiones de una chimenea

obscurecen la vista de un objeto en el fondo. Las lecturas de opacidad indican las

propiedades de obscurecimiento de la visibilidad de la corriente total de gas, no solo las

partículas. Los medidores de opacidad no proporcionan una lectura de la

concentración de partículas.

Si se están quemando en la caldera mezclas de combustibles - sólidos, líquidos, gas - las

emisiones permisibles de óxidos de nitrógeno se basan en un cálculo prorrateado, usando

como factor el porcentaje del aporte total de calor para cada tipo de combustible.

Los combustibles líquidos y sólidos se deben analizar para determinar el valor calorífico bruto

por lo menos una vez al mes. Si el dióxido de azufre no se vigila continuamente, o si se

requiere 90 % de extracción de azufre, el análisis del combustible se debe hacer diariamente.

En la ausencia de requerimientos de análisis más frecuentes, como se especifica en los

reglamentos, o en el permiso de operación, los datos de emisión se deben calcular (y

entregrarse, si así se requiere) diariamente usando un promedio de 30 días previos. Las

lecturas de opacidad en exceso de los limites permisibles deben reportarse

mensualmente.

Todos los casos en que los niveles permisibles de contaminantes se excedieron, deben

estar documentados, incluyendo detalles del incidente y las acciones tomadas para

corregir la situación. También, estimaciones de los contaminantes emitidos durante el

incidente deben ser entregadas. Si cierto equipo está funcionando o ha funcionado mal,

se deben entregar detalles relacionados con el período de tiempo fuera de servicio y la

naturaleza del problema.



Detalles sobre los métodos de prueba recomendados y los procedimientos de cálculo se

proporcionan en el documento de Alberta Environment, Emission Guidelines for Fossil

Fuel Fired Thermal Power Generating Plants in Alberta, Abril, 1984, Apéndice A. Estos

fueron tomados de USA Code of Federal Regulations 40 Part 60 (US EPA oficina de Air

Quality Planning and Standards).

Las especificaciones recomendadas para los sistemas de vigilancia de emisiones de

fuente continua se encuentran en el Apéndice B de Alberta Environment Emission

Guidelines for Fossil Fuel Fired Thermal Power Generating Plants.



APENDICE D

Dispersión del Penacho



APENDICE D

DISPERSION DEL PENACHO

La descarga de contaminantes hacia la atmósfera significa que éstos chocan en el suelo o un

edificio a cierta distancia de la fuente de emisión. Si el público en general o un ecosistema

sensible está amenazado, se debe tomar una acción.

Los incidentes de mayor preocupación son las emisiones de larga duración de los gases de

combustión en las chimeneas del calentador y de la caldera; los gases emitidos como un

resultado de una ruptura de equipo presurizado en una planta o en la localidad de un pozo; los

productos de combustión producidos durante un incendio. Cada uno de éstos crea un penacho

de gas ascendente que eventualmente se enfría y se dispersa viento abajo de la fuente. Es

importante estimar el área que será afectada y la concentración de los contaminantes dentro del

área. Entre los factores que se deben considerar son:

- Composición del gas emitido

- Temperatura, presión y velocidad del gas

- El perfil de flujo/tiempo del gas (constante o fluctuante)

- Altura de la chimenea (aplicable)

- Condiciones meteorológicas predominantes (velocidad del viento, dirección, precipitación,

etc.)

- Terreno aledaño (si el terreno es plano las concentraciones a nivel de superficie son

mayores, puesto que hay menos turbulencia del aire).

Las ecuaciones para producir esta información es numerosa y compleja. Se disponen programas

de computación para realizar estos cálculos. Recuerde que los modelos predicen

concentraciones promedio. Los valores instantáneos sólo se pueden estimar con un enfoque

probabilístico.

La siguiente literatura se recomienda para estudios profundos de este problema.

- American Society of Mechanical Engineers; Recommended Guide for the Prediction of the

Dispersion of Airborne Effluents, First Edition; New York, N.Y.; Mayo 1968



- Alberta Environment; Guidelines for Plume Dispersion Calculations; Edmonton, Alberta;

Agosto 1978

- Alberta Environment; The Release and Dispersion of Gas from Pipeline Ruptures; por D.

Wilson; Edmonton, Alberta; Enero 1979

- Alberta Environment; Predicting Risk of Exposure to Peak Concentrations in Fluctuating

Plumes; por D. Wilson; Edmonton, Alberta; Diciembre 1982

- Alberta Environment; Plume Dynamics and Concentration Fluctuations in Gas Emissions;

por D. Wilson; Edmonton, Alberta; Abril 1986

La primera referencia trata principalmente con emisiones de chimenea continuas ordinarias. La

segunda con chimeneas y quemadores de calentadores. Las últimas tres con rupturas de ductos

de alta presión, las cuales exhiben patrones de flujo muy diferentes que los de las chimeneas.

Las tres deben leerse en orden cronológico ya que cada una se refiere a la anterior.

Se recomiendan dos documentos que describen en detalle las aplicaciones prácticas de los

modelos de dispersión de penacho:

- Alberta Environment; Public Safety Aspects of Sour Gas Facilities; por J. Whittaker;

Edmonton, Alberta; Enero 1980

- Alberta Environment; Numerical Modelling and Field Verification For the Shell Moose

Mountain Sour Gas Project; por S. Sakiyama; Febrero 1983



APENDICE E

Enfoques Basados en el Mercado para Administrar

las Emisiones Gaseosas



APENDICE E

ENFOQUES BASADOS EN EL MERCADO

PARA ADMINISTRAR LAS EMISIONES GASEOSAS

Existen tres procesos en la toma de decisiones que rigen el programa de control de emisiones

gaseosas de una compañía: acción voluntaria, cumplimiento del reglamento (enfoque de

comando y control) y los enfoques basados en el mercado.

Debido a que en general no ha habido incentivos económicos para que la industria reduzca

voluntariamente las emisiones, en el pasado poco fue logrado en esta área. Recientemente, sin

embargo, la acción del consumidor y los grupos de protección ambiental han comenzado a

ejercer una tremenda presión pública en compañías que en el campo ambiental están

consideradas atrasadas. Como resultado, ciertas compañías y las asociaciones de la industria

están empezando a promover resposabilidad ambiental y a establecer estándares voluntarios de

cumplimiento a través de códigos de práctica, etc.

El enfoque de comando y control es la forma de protección ambiental más reconocida -

legislación, reglamentos y estándares, que se hacen cumplir mediante multas y, en más y más

casos, con períodos en la cárcel. En jurisdicciones donde el eslabón reglamentos-cumplimiento

es muy débil, éste enfoque no ha tenido mucho éxito. Otra deficiencia en este enfoque es que las

compañías que cumplen con límites mucho más bajos que los estándares, no reciben ningún

crédito por ello. De hecho, en varios casos los estándares se hacen más estrictos para reflejar su

cumplimiento.

Cuando se establecen estándares nuevos y más rígidos, con frecuencia existe un período de

tiempo considerable para implementar las medidas necesarias. Algunas jurisdicciones han

considerado introducir una forma de estrategia basada en el mercado en sus reglamentos. Las

compañías que voluntariamente implementen esquemas de control de emisión antes de la fecha

límite recibirán condiciones de emisión menos rígidas.



Con frecuencia, el uso de rutas legales para reducir emisiones ha creado problemas para la

industria:

- Los límites de emisión pueden ser mucho más bajos que lo que ameritan, como resultado

de las preocupaciones y temores del público después de un desastre ambiental.

- Para cumplir con los límites se requiere de tecnología que no es económicamente viable.

En algunos casos, la tecnología puede aún estar en la etapa de desarrollo.

- La selección de límites puede favorecer implícitamente ciertas tecnologías, que pueden

ser o no ser apropiadas para la solución del problema.

- La legislación puede dictar la estrategia a seguir en la reducción de emisiones. Ha habido

casos en donde la estrategia fue incorrecta o estuvo mal enfocada.

Además, las reducciones esperadas en las emisiones en ocasiones no se logra. El programa

regulador actual con mucha frecuencia se basa sobre el concepto de fuente individual. Por lo

tanto se puede instalar una gran cantidad de equipo, todos cumpliendo con los estándares, pero

aún creando un aumento en las cantidades totales de emisión.

La industria durante mucho tiempo ha solicitado que se le permita escoger las mejores rutas para

alcanzar los límites de emisión.

En los últimos años las agencias reguladoras han puesto mayor atención al concepto de

estrategias basadas en el mercado.

La filosofía de este concepto es de que hay un costo asociado con la limpieza ambiental. Los

costos internos - costos capitales y de operación, salarios, etc. - están incluidos en el costo del

producto. Las compañías tienen un interés directo investido en la reducción de costos para

aumentar las ganancias. Hablando en general, el daño ambiental, los efectos a largo plazo en la

salud, etc., no se han incluido en la estrategia de precios de la compañía. Se les ha considerado

como costos externos - pagados por otras personas. Por lo tanto, no ha habido incentivos para

que una compañía contaminadora reduzca las emisiones (más allá de lo estipulado por la ley).

La contabilidad de costos completos intenta incluir un valor económico a todas las fases del

problema. Hay varios problemás que hay que resolver, como por ejemplo:

- ¿Se han identificado todos los costos externos?



- ¿Qué valor se debe dar a cada costo? ¿Vale más una tonelada de SOx que la de NOx?

- ¿Quién participaría en el programa? ¿Está algún participante en una desventaja de

procedimientos como resultado del programa?

La complejidad del problema se ilustra en el artículo, "The Real Cost of Energy", por H. Hubbard,

publicado en el ejemplar de Abril 1991 de Scientific American.

Suponiendo que todos estas preocupaciones se resuelven con la contabilidad de costos

completos, el gobierno entonces establece la cantidad total de emisiones permitidas y asigna

cuotas de emisión a los participantes, en la forma de cupones de intercambio. Esto se puede

hacer sobre la base del historial del cumplimiento o por subasta. El primer método es un incentivo

para que las compañías reporten todas las emisiones. El último método es más costoso debido a

que la industria, y a final de cuentas el público, debe pagar por el cupón así como también el

equipo de control de contaminación. (No se olvide que los estándares de la calidad del aire

ambiente, pero no las emisiones fuente, aún deben cumplirse).

En este momento las fuerzas del mercado toman control. Las compañías que pueden alcanzar

emisiones totales menores a sus cuotas pueden "ahorrar" sus excesos o venderlos a otras

compañías que tienen problemas para cumplir con sus cuotas debido a que la tecnología es muy

cara. Una compañía puede transferir los cupones ahorrados en una instalación a otra que está

teniendo problemas para reducir sus emisiones.

Mediante el ahorro de todo o parte del exceso, una compañía podría expandir sus operaciones o

cambiar las cargas de alimentación. Ha habido casos en los que los grupos de protección

ambiental han comprado cupones y los han "jubilado", disminuyendo con ello la cantidad total

que puede ser emitida.

En teoría el programa antes mencionado lleva a una emisión total menor. Los resultados reales

no han sido claros, en parte debido a la inexperiencia en los intentos iniciales. Para tener éxito,

un programa de comercio de emisiones no debe estancarse en la burocracia. La cantidad total de

contaminante permitido para una región dada debe ser lo suficientemente rígido para que las

fuerzas del mercado sean efectivas. Es decir, debe haber cierta "carestía" para que los cupones

tengan una demanda. Si las emisiones totales permisibles son muy bajas, el sistema se convierte



en un escenario de comando y control: si es muy alto, existe una situación de incentivo voluntario.

En algunos casos, cuotas y valores diferentes deben ser aplicados a diferentes áreas

geográficas, para que así se evite la transferencia a gran escala de problemas de emisión a

cualquier región particular.

La experiencia ha mostrado que el comercio de emisiones es más efectivo si se incorpora en un

programa de control ambiental gubernamental en las etapas iniciales. En ejercicios anteriores, la

aplicación del programa a un conjunto existente de estándares condujo a mucha burocracia y

manejos legales.

Las emisiones comerciables no son una alternativa ante reglamentos. Los gobiernos todavía

establecen cuotas y estándares ambientales.

Otra forma de estrategia basada en el mercado es el uso de impuestos. Se cargan impuestos

por cuestión de emisiones: altas emisiones altos impuestos. Existe una diferencia fundamental

entre comercio e impuestos. En el primero, la cantidad total de emisiones es establecida. En el

último caso, la economía dicta la cantidad total que se emite.

Para que un programa de impuestos sobre emisiones sea efectivo los impuestos deben basarse

en la cantidad de contaminación producida y el grado debe ser lo suficientemente severo para

que su posible magnitud sea un factor en la decisión de la compañía. En muchos casos pasados

los impuestos fueron tan bajos que el costo de la contaminación fue transferido al público. El

gobierno obtuvo un ingreso pero no ocurrió un mejoramiento ambiental.

La extensión de las estrategias basadas en el mercado hacia el tema del calentamiento global

presenta dos conceptos adicionales: comercio de carbón e impuestos de carbón.

Para el comercio de carbón, el gobierno distribuiría cupones comercibles de carbón, cuyo número

se determinaría mediante la cantidad de emisiones de dióxido de carbono permitidas cada año.

El sistema proporcionaría incentivos para alejarse de combustibles altos en contenido de carbón

(carbón, aceite combustible pesado) y acercarse a combustibles bajos en carbón (gas natural), o

aún energía que no contiene carbón (hidroeléctrica, solar, de viento).



A diferencia de los cupones para contaminantes como los óxidos de azufre y nitrógeno, existe un

sentimiento de que el subastamiento de los cupones de carbón sería la forma preferida para la

distribución, en lugar de que se base en el historial de consumo. De otra forma, los costos de

combustible pueden escalar radicalmente.

Los impuestos de carbón, como aquéllos para los óxidos de azufre y nitrógeno, probablemente

determinarán la cantidad y ritmo de caída del uso del combustible.

Se recomiendan dos artículos que describen las implicaciones de las estrategias basadas en el

mercado para casos específicos. El documento de Alberta Environment "Clean Air Strategy for

Alberta: Background Project Reports" (Mayo 1991) contiene un artículo sobre "Market-Base

Approaches to Managing Air Emissions in Alberta." Los beneficios/desventajas de las estrategias

de comercio de emisiones e impuestos de emisiones son comparados al aplicarse en programas

propuestos para controlar emisiones SO2, NOx y CO2 en la provincia. El artículo "Cleaning Up

Coal" (Scientific American, Mayo 1991) proporciona una idea de cómo la industria de servicios

que quema carbón está manejando los permisos de comercio de SO2.



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TEXTO

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APENDICE E - ENFOQUES BASADOS EN EL MERCADO PARA LA ADMINISTRACION DEEMISIONES GASEOSAS

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Scientific American; Cleaning Up Coal; article by E. Corcoran; May 1991



TABLAS

Tabla 1 Wiping Out Air Pollution

Tabla 2 Guidelines issued by Canadian Council of Ministers of the Environment

Tabla 3 Combustion Efficiency of Flares and Flare Tips

Tabla 4 Speciation and Reactivity of Volatile Organic Compounds in Ambient Air Samplesand Emission Inventories

Tabla 5 Speciation and Reactivity of Volatile Organic Compounds in Ambient Air Samplesand Emission Inventories

Tabla 6 Cleaning Up NOx Emissions

Tabla 7 Typical Analyses of Fugitive Hydrocarbon Emission Streams

Tabla 8 A variety of sources

Tabla 9 Typical Distribution of Fugitive Emission Screening Values

Tabla 10 New Findings Change Conventional Ideas on Asphalt Tank Explosions

Tabla 11 Controlling Emissions from Marine Unloading Operations

Tabla 12 Typical Analyses of Refinery Source Particulates

Tabla 13 Efficiencies of Particle Collectors

Tabla 14 Air Pollution Regulation 308: Discussion Paper

Tabla 15 Emission Guidelines for Fossil Fuel Fired Thermal Power Generating Plants inAlberta plus the Management Plan for Nitrogen Oxides (NOx) and Volatile OrganicCompounds (VOCs)



FIGURAS

Figura 1 Data compiled by Gulf Canada from a number of sources

Figura 2 Cogen Facility's First Year a Success at Unocal

Figura 3 NOx Control in Fired Heaters

Figura 4 Procedure Calculates Benefits of Tank Roof Seals

Figura 5 Estimation of Evaporative Losses from Tankage

Figura 6 Estimation of Evaporative Losses from Tankage

Figura 7 Mercaptans Affect Claus Units

Figura 8 Reduction of Aromatics in Diesel Fuel plusKinetics of Aromatics Hydrogenation and Prediction of Cetane Number ofSynthetic Distillates

Figura 9 Combustion in Fluidized Beds

Figura 10 Development of Clean Coal Technologies for Alberta

El presente documento forma parte del ProyectoAmbiental de ARPEL, subvencionado por laAgencia Canadiense para el DesarrolloInternacional (A.C.D.I.) y dirigido por elDepartamento de Servicios de DirecciónInternacional de Petro-Canada.

Preparado por:

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reducción y control de emisiones gaseosas en refinerias

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