La desulfurización de gases de combustión ( FGD ) es un conjunto de tecnologías utilizadas para eliminar el dióxido de azufre ( SO2 ) de los gases de escape de las centrales eléctricas de combustibles fósiles y de las emisiones de otros procesos que emiten óxido de azufre, como la incineración de residuos , las refinerías de petróleo y los hornos de cemento y cal.
Desde que se han promulgado en muchos países normas ambientales estrictas que limitan las emisiones de SO2 , el SO2 se elimina de los gases de combustión mediante diversos métodos. Los métodos más comunes utilizados son:
En una típica central eléctrica a carbón , la desulfuración de gases de combustión (FGD) puede eliminar el 90 por ciento o más del SO 2 presente en los gases de combustión. [2]
Los métodos para eliminar el dióxido de azufre de los gases de escape de calderas y hornos se han estudiado durante más de 150 años. Las primeras ideas para la desulfuración de los gases de combustión se establecieron en Inglaterra alrededor de 1850.
Con la construcción de plantas de energía a gran escala en Inglaterra en la década de 1920, los problemas asociados con grandes volúmenes de SO2 de un solo sitio comenzaron a preocupar al público.
2El problema de las emisiones no recibió mucha atención hasta 1929, cuando la Cámara de los Lores admitió la demanda de un terrateniente contra la empresa Barton Electricity Works de la Manchester Corporation por daños a sus tierras como resultado de las emisiones de SO2 . Poco después, se lanzó una campaña de prensa contra la construcción de centrales eléctricas dentro de los límites de Londres. Esta protesta condujo a la imposición de la tasa de SO2.
2controles sobre todas esas centrales eléctricas. [3]
La primera gran unidad FGD en una empresa de servicios públicos se instaló en 1931 en la central eléctrica de Battersea , propiedad de la London Power Company . En 1935, un sistema FGD similar al instalado en Battersea entró en servicio en la central eléctrica de Swansea. El tercer gran sistema FGD se instaló en 1938 en la central eléctrica de Fulham . Estas tres primeras instalaciones FGD a gran escala se suspendieron durante la Segunda Guerra Mundial , porque las columnas de vapor blancas características habrían ayudado a la localización por parte de los aviones enemigos. [4] La planta FGD en Battersea se volvió a poner en servicio después de la guerra y, junto con la planta FGD en la nueva central eléctrica Bankside B frente a la City de Londres, funcionó hasta que las centrales cerraron en 1983 y 1981 respectivamente. [5] Las unidades FGD a gran escala no reaparecieron en las empresas de servicios públicos hasta la década de 1970, cuando la mayoría de las instalaciones se produjeron en Estados Unidos y Japón . [3]
La Ley de Aire Limpio de 1970 (CAA) y sus modificaciones han influido en la implementación de la destilación de gas de escape. [6] En 2017, se publicó la Norma PTC 40 revisada. Esta norma revisada (PTC 40-2017) cubre los sistemas de destilación de gas de escape secos y regenerables y proporciona una sección de análisis de incertidumbre más detallada. Esta norma se utiliza actualmente en empresas de todo el mundo.
En junio de 1973, había 42 unidades de destilación de gas de escape en funcionamiento, 36 en Japón y 6 en los Estados Unidos, con una capacidad que iba de 5 MW a 250 MW. [7] En torno a 1999 y 2000, se utilizaban unidades de destilación de gas de escape en 27 países, y había 678 unidades de destilación de gas de escape operando con una capacidad total de planta de energía de unos 229 gigavatios . Alrededor del 45% de la capacidad de destilación de gas de escape estaba en los EE. UU., el 24% en Alemania , el 11% en Japón y el 20% en varios otros países. Aproximadamente el 79% de las unidades, que representan unos 199 gigavatios de capacidad, utilizaban depuración húmeda con cal o piedra caliza. Alrededor del 18% (o 25 gigavatios) utilizaban depuradores en seco por aspersión o sistemas de inyección de sorbentes. [8] [9] [10]
La Organización Marítima Internacional ( OMI ) ha adoptado directrices sobre la aprobación, instalación y uso de depuradores de gases de escape (sistemas de limpieza de gases de escape) a bordo de los buques para garantizar el cumplimiento de la reglamentación sobre azufre del Anexo VI del Convenio MARPOL . [11] Los Estados del pabellón deben aprobar dichos sistemas y los Estados rectores de puertos pueden (como parte de su control estatal del puerto ) garantizar que dichos sistemas funcionen correctamente. Si un sistema de depuración no funciona correctamente (y no se cumplen los procedimientos de la OMI para tales disfunciones), los Estados rectores de puertos pueden sancionar al buque. La Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar también otorga a los Estados rectores de puertos el derecho a regular (e incluso prohibir) el uso de sistemas de depuración de circuito abierto en los puertos y las aguas interiores. [12]
Los combustibles fósiles, como el carbón y el petróleo, pueden contener una cantidad significativa de azufre. Cuando se queman combustibles fósiles , aproximadamente el 95 por ciento o más del azufre se convierte generalmente en dióxido de azufre ( SO2 ). Esta conversión ocurre en condiciones normales de temperatura y de oxígeno presente en los gases de combustión . Sin embargo, existen circunstancias en las que dicha reacción puede no ocurrir.
El SO 2 puede oxidarse aún más en trióxido de azufre ( SO 3 ) cuando hay exceso de oxígeno y las temperaturas del gas son suficientemente altas. A unos 800 °C, se favorece la formación de SO 3 . Otra forma en que se puede formar SO 3 es a través de la catálisis por metales en el combustible. Dicha reacción es particularmente cierta para el fueloil pesado, donde hay una cantidad significativa de vanadio . Independientemente de la forma en que se forme el SO 3 , no se comporta como el SO 2 en el sentido de que forma un aerosol líquido conocido como niebla de ácido sulfúrico ( H 2 SO 4 ) que es muy difícil de eliminar. Generalmente, alrededor del 1% del dióxido de azufre se convertirá en SO 3 . La niebla de ácido sulfúrico es a menudo la causa de la neblina azul que suele aparecer a medida que se disipa la columna de gases de combustión. Cada vez más, este problema se está abordando mediante el uso de precipitadores electrostáticos húmedos .
La mayoría de los sistemas de destilación por gas de combustión emplean dos etapas: una para la eliminación de cenizas volantes y otra para la eliminación de SO2 . Se han hecho intentos para eliminar tanto las cenizas volantes como el SO2 en un solo recipiente de depuración. Sin embargo, estos sistemas experimentaron graves problemas de mantenimiento y una baja eficiencia de eliminación. En los sistemas de depuración húmeda, el gas de combustión normalmente pasa primero a través de un dispositivo de eliminación de cenizas volantes, ya sea un precipitador electrostático o una cámara de filtros, y luego al absorbedor de SO2 . Sin embargo, en las operaciones de inyección seca o secado por aspersión, el SO2 primero reacciona con la cal y luego el gas de combustión pasa a través de un dispositivo de control de partículas.
Otra consideración de diseño importante asociada con los sistemas de desgasificación por gas de combustión húmeda es que el gas de combustión que sale del absorbedor está saturado con agua y aún contiene algo de SO2 . Estos gases son altamente corrosivos para cualquier equipo aguas abajo, como ventiladores, conductos y chimeneas. Dos métodos que pueden minimizar la corrosión son: (1) recalentar los gases por encima de su punto de rocío , o (2) usar materiales de construcción y diseños que permitan que el equipo resista las condiciones corrosivas. Ambas alternativas son costosas. Los ingenieros determinan qué método usar en cada sitio.
El SO 2 es un gas ácido y, por lo tanto, las suspensiones absorbentes típicas u otros materiales utilizados para eliminar el SO 2 de los gases de combustión son alcalinos. La reacción que tiene lugar en el lavado húmedo utilizando una suspensión de CaCO 3 ( piedra caliza ) produce sulfito de calcio ( CaSO 3 ) y se puede expresar en forma seca simplificada como:
El lavado húmedo se puede realizar con Ca(OH) 2 ( cal hidratada ) y Mg(OH) 2 :
Para compensar parcialmente el costo de la instalación de FGD, algunos diseños, en particular los sistemas de inyección de absorbente seco, oxidan aún más el CaSO3 ( sulfito de calcio) para producir CaSO4 · 2H2O ( yeso ) comercializable que puede ser de calidad suficiente para usarse en paneles de yeso y otros productos. El proceso mediante el cual se crea este yeso sintético también se conoce como oxidación forzada:
Un alcalino natural que se puede utilizar para absorber SO2 es el agua de mar. El SO2 se absorbe en el agua y, cuando se le añade oxígeno, reacciona para formar iones sulfato SO2 .2−4y H + libre . El excedente de H + se compensa con los carbonatos del agua de mar que empujan el equilibrio de carbonatos para liberar gas CO2 :
En la industria, la sosa cáustica ( NaOH ) se utiliza a menudo para depurar SO2 , produciendo sulfito de sodio : [13]
Para promover la máxima superficie gas-líquido y el tiempo de residencia, se han utilizado varios diseños de depuradores húmedos, incluidas torres de aspersión, venturis, torres de placas y lechos empacados móviles . Debido a la acumulación de incrustaciones, taponamiento o erosión, que afectan la confiabilidad de la desgasificación por gas de combustión y la eficiencia del absorbedor, la tendencia es utilizar depuradores simples como torres de aspersión en lugar de otros más complicados. La configuración de la torre puede ser vertical u horizontal, y el gas de combustión puede fluir de manera concurrente, contracorriente o cruzada con respecto al líquido. La principal desventaja de las torres de aspersión es que requieren una mayor relación líquido-gas para una eliminación equivalente de SO2 que otros diseños de absorbedores.
Los depuradores de FGD producen aguas residuales con incrustaciones que requieren tratamiento para cumplir con las regulaciones federales de descarga de EE. UU. [14] Sin embargo, los avances tecnológicos en membranas de intercambio iónico y sistemas de electrodiálisis han permitido un tratamiento de alta eficiencia de las aguas residuales de FGD para cumplir con los límites de descarga de la EPA. [15] El enfoque de tratamiento es similar para otras aguas residuales industriales con alta incrustación.
Un depurador Venturi es una sección convergente/divergente de un conducto. La sección convergente acelera la corriente de gas a alta velocidad. Cuando la corriente de líquido se inyecta en la garganta, que es el punto de máxima velocidad, la turbulencia causada por la alta velocidad del gas atomiza el líquido en pequeñas gotas, lo que crea el área de superficie necesaria para que se produzca la transferencia de masa. Cuanto mayor sea la caída de presión en el Venturi, más pequeñas serán las gotas y mayor será el área de superficie. La penalización está en el consumo de energía.
Para la eliminación simultánea de SO2 y cenizas volantes, se pueden utilizar depuradores Venturi. De hecho, muchos de los sistemas industriales de eliminación de partículas a base de sodio son depuradores Venturi diseñados originalmente para eliminar partículas en suspensión. Estas unidades se modificaron ligeramente para inyectar un licor de depuración a base de sodio. Aunque la eliminación de partículas y SO2 en un solo recipiente puede ser económica, se deben considerar los problemas de las altas caídas de presión y la búsqueda de un medio de depuración para eliminar grandes cantidades de cenizas volantes. Sin embargo, en los casos en que la concentración de partículas es baja, como en las unidades alimentadas con petróleo, puede ser más eficaz eliminar partículas y SO2 simultáneamente .
Un depurador empacado consiste en una torre con material de relleno en su interior. Este material de relleno puede tener forma de monturas, anillos o algunas formas altamente especializadas diseñadas para maximizar el área de contacto entre el gas sucio y el líquido. Las torres empacadas generalmente operan con caídas de presión mucho más bajas que los depuradores Venturi y, por lo tanto, son más económicas de operar. También suelen ofrecer una mayor eficiencia de eliminación de SO2 . El inconveniente es que tienen una mayor tendencia a obstruirse si hay partículas presentes en exceso en la corriente de aire de escape.
Una torre de pulverización es el tipo más simple de depurador. Consiste en una torre con boquillas de pulverización, que generan las gotas para el contacto con la superficie. Las torres de pulverización se utilizan normalmente cuando se hace circular un lodo (véase más abajo). La alta velocidad de un venturi causaría problemas de erosión, mientras que una torre empacada se obstruiría si intentara hacer circular un lodo.
Las torres de relleno a contracorriente rara vez se utilizan porque tienen tendencia a obstruirse con partículas recolectadas o a acumular sarro cuando se utilizan lechadas de depuración de cal o caliza .
Como se explicó anteriormente, los sorbentes alcalinos se utilizan para depurar los gases de combustión y eliminar el SO2 . Según la aplicación, los dos más importantes son la cal y el hidróxido de sodio (también conocido como sosa cáustica ). La cal se utiliza normalmente en las grandes calderas alimentadas con carbón o petróleo, como las que se encuentran en las centrales eléctricas, ya que es mucho menos costosa que la sosa cáustica. El problema es que da como resultado una suspensión que circula a través del depurador en lugar de una solución. Esto hace que sea más difícil para el equipo. Por lo general, se utiliza una torre de pulverización para esta aplicación. El uso de cal da como resultado una suspensión de sulfito de calcio ( CaSO3 ) que debe eliminarse. Afortunadamente, el sulfito de calcio se puede oxidar para producir yeso como subproducto ( CaSO4 · 2H2O ) , que se puede comercializar para su uso en la industria de productos de construcción .
La soda cáustica se limita a unidades de combustión más pequeñas porque es más cara que la cal, pero tiene la ventaja de que forma una solución en lugar de una suspensión. Esto hace que sea más fácil de operar. Produce una solución " cáustica gastada " de sulfito /bisulfito de sodio (según el pH) o sulfato de sodio que debe eliminarse. Esto no es un problema en una fábrica de pulpa kraft , por ejemplo, donde puede ser una fuente de productos químicos de reposición para el ciclo de recuperación.
Es posible depurar el dióxido de azufre utilizando una solución fría de sulfito de sodio ; esto forma una solución de sulfito de hidrógeno y sodio. Al calentar esta solución es posible revertir la reacción para formar dióxido de azufre y la solución de sulfito de sodio. Dado que la solución de sulfito de sodio no se consume, se denomina tratamiento regenerativo. La aplicación de esta reacción también se conoce como proceso Wellman-Lord .
En cierto modo, esto puede considerarse similar a la extracción reversible líquido-líquido de un gas inerte, como el xenón o el radón (o algún otro soluto que no sufre un cambio químico durante la extracción) del agua a otra fase. Si bien se produce un cambio químico durante la extracción del dióxido de azufre de la mezcla de gases, el equilibrio de extracción se modifica al cambiar la temperatura en lugar de mediante el uso de un reactivo químico.
El OIEA ha descrito una nueva tecnología emergente de desulfuración de gases de combustión . [16] Se trata de una tecnología de radiación en la que se dispara un haz intenso de electrones al gas de combustión al mismo tiempo que se añade amoníaco al gas. La central eléctrica de Chendu en China puso en marcha una unidad de desulfuración de gases de combustión de este tipo a escala de 100 MW en 1998. La central eléctrica de Pomorzany en Polonia también puso en marcha una unidad de tamaño similar en 2003 y esa planta elimina tanto los óxidos de azufre como de nitrógeno. Se informa de que ambas plantas están funcionando con éxito. [17] [18] Sin embargo, los principios de diseño del acelerador y la calidad de fabricación necesitan más mejoras para un funcionamiento continuo en condiciones industriales. [19]
No se requiere ni se crea radiactividad en el proceso. El haz de electrones se genera mediante un dispositivo similar al cañón de electrones de un televisor. Este dispositivo se llama acelerador. Este es un ejemplo de un proceso de química de radiación [18] en el que se utilizan los efectos físicos de la radiación para procesar una sustancia.
La acción del haz de electrones consiste en promover la oxidación del dióxido de azufre a compuestos de azufre (VI). El amoníaco reacciona con los compuestos de azufre así formados para producir sulfato de amonio , que puede utilizarse como fertilizante nitrogenado . Además, puede utilizarse para reducir el contenido de óxido de nitrógeno de los gases de combustión. Este método ha alcanzado la escala de una planta industrial. [17] [20]
Los depuradores de desulfuración de gases de combustión se han aplicado a unidades de combustión que queman carbón y petróleo con un tamaño que va desde los 5 MW hasta los 1.500 MW. Scottish Power está invirtiendo 400 millones de libras en la instalación de desulfuración de gases de combustión en la central eléctrica de Longannet , que tiene una capacidad de más de 2.000 MW. Los depuradores secos y por aspersión se han aplicado generalmente a unidades de menos de 300 MW.
RWE npower ha instalado FGD en la central eléctrica de Aberthaw, en el sur de Gales, utilizando el proceso de agua de mar y funciona con éxito en la planta de 1.580 MW.
Aproximadamente el 85% de las unidades de desulfurización de gases de combustión instaladas en los EE. UU. son depuradores húmedos, el 12% son sistemas de secado por aspersión y el 3% son sistemas de inyección seca.
Las mayores eficiencias de eliminación de SO2 (superiores al 90%) se logran con depuradores húmedos y las menores (inferiores al 80%) con depuradores secos. Sin embargo, los diseños más nuevos de depuradores secos son capaces de lograr eficiencias del orden del 90%.
En los sistemas de secado por aspersión e inyección seca, el gas de combustión primero debe enfriarse a aproximadamente 10–20 °C por encima de la saturación adiabática para evitar la deposición de sólidos húmedos en los equipos posteriores y el taponamiento de las mangas.
Los costos de capital, operación y mantenimiento por tonelada corta de SO 2 eliminada (en dólares estadounidenses de 2001) son:
Una alternativa para eliminar el azufre de los gases de combustión después de la combustión es eliminar el azufre del combustible antes o durante la combustión. La hidrodesulfuración del combustible se ha utilizado para tratar los combustibles antes de su uso. La combustión en lecho fluidizado añade cal al combustible durante la combustión. La cal reacciona con el SO2 para formar sulfatos que pasan a formar parte de las cenizas .
Este azufre elemental se separa y se recupera finalmente al final del proceso para su posterior uso, por ejemplo, en productos agrícolas. La seguridad es una de las mayores ventajas de este método, ya que todo el proceso se lleva a cabo a presión atmosférica y temperatura ambiente. Este método ha sido desarrollado por Paqell, una empresa conjunta entre Shell Global Solutions y Paques. [22]