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MÉXICO
GUÍA PARA ELABORAR EL INVENTARIO DE EMISIONES DE GASES POR LA
OPERACIÓN DE CENTRALES DE GENERACIÓN QUE CONSUMEN COMBUSTIBLES FÓSILES
GUÍA
CFE SPA00-55
AGOSTO 2016 REVISA Y SUSTITUYE A LA
EDICIÓN DE JULIO 2013
GUÍA PARA ELABORAR INVENTARIOS DE EMISIONES DE GASES NORMADOS Y DE EFECTO INVERNADERO POR LA OPERACIÓN DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS
GUÍA CFE SPA00-55
130712 Rev 160823
C O N T E N I D O
1 OBJETIVO _________________________________________________________________________ 1
2 CAMPO DE APLICACIÓN _____________________________________________________________ 1
3 NORMAS QUE APLICAN _____________________________________________________________ 1
4 DEFINICIONES ______________________________________________________________________ 1
4.1 Capacidad Térmica Nominal de un Equipo de Combustión de Calentamiento Indirecto _________ 1
4.2 Combustibles Convencionales ________________________________________________________ 1
4.3 Equipos de Combustión de Calentamiento Indirecto _____________________________________ 2
4.4 Fuente Fija _________________________________________________________________________ 2
4.5 Factor de Emisión ___________________________________________________________________ 2
5 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS ________________________________________________________ 2
6 CARACTERISTICAS Y CONDICONES GENERALES _______________________________________ 2
6.1 Introducción ________________________________________________________________________ 2
6.2 Condiciones Generales ______________________________________________________________ 3
6.3 Combustóleo _______________________________________________________________________ 3
6.4 Gas Naturales ______________________________________________________________________ 8
6.5 Ciclo Combinados y Turbogás _______________________________________________________ 12
6.6 Diésel ____________________________________________________________________________ 14
6.7 Carbón ___________________________________________________________________________ 20
7 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL ___________________________________________ 24
8 BIBLIOGRAFÍA ____________________________________________________________________ 24
APEDICE A Tabla resumen con valores de los factores para uso del área de generación ______________ 25
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1 OBJETIVO Homologar el uso de los factores de emisión de gases provenientes de los diferentes procesos de combustión, con que cuentan las centrales termoeléctricas pertenecientes a la CFE considerando las características de éstas como son el tipo de quemadores, combustible utilizado, y equipo de reducción, para dar cumplimiento a la legislación ambiental vigente y a las gestiones ambientales siguientes:
a) Licencia Ambiental Única (SO2, NOX, PST y PM10)
b) Cédula de Operación Anual (SO2, NOX, PST y PM10)
c) Emisiones de centrales termoeléctricas solicitadas por autoridades ambientales.
2 CAMPO DE APLICACIÓN Aplicable a centrales en operación: termoeléctrica convencional, ciclo combinado, turbogas y combustión interna que empleen combustóleo, gas natural, diésel y carbón. 3 NORMAS QUE APLICAN Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (DOF 28 enero 1988, reforma DOF 30 agosto 2011). Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en materia de Registro de Emisiones y Transferencia de Contaminantes (DOF 03/ junio/ 2004)
NOM-008-SCFI-2002 Sistema General De Unidades De Medida
NOM-085-SEMARNAT-2011 Contaminación atmosférica - Niveles máximos permisibles de emisión de los equipos de combustión de calentamiento indirecto y su medición (DOF 02/ febrero/ 2012) (Modificación 15 de Diciembre 2014).
NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005 Especificaciones de los combustibles fósiles para la
protección ambiental (DOF 30/ enero/ 2006 modificación 28/ nov/ 2007).
NMX-AA-023-1986 Protección al ambiente. Contaminación atmosférica
terminología (DOF 15/ julio/ 1986). 4 DEFINICIONES 4.1 Capacidad Térmica Nominal de un Equipo de Combustión de Calentamiento Indirecto: La generación de calor aprovechable especificada por el fabricante en los registros o por los manuales de operación y mantenimiento o en una placa adherida al mismo. 4.2 Combustibles Convencionales: Aquellos que están disponibles comercialmente en el país: gas natural, diésel industrial, combustóleo, y carbón mineral.
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4.3 Equipos de Combustión de Calentamiento Indirecto: Aquellos en que el calor generado se transfiere a través de los gases de combustión, los cuales no entran en contacto directo con los materiales del proceso, como son: las calderas, generadores de vapor, calentadores de aceite térmico u
otro tipo de fluidos, los hornos y secadores con base de sistemas de calentamiento indirecto. 4.4 Fuente Fija: Es toda instalación establecida en un solo lugar, que tenga como finalidad desarrollar operaciones o procesos industriales, comerciales, de servicios o actividades que generen o puedan generar emisiones contaminantes a la atmósfera. 4.5 Factor de Emisión: Los factores son herramientas disponibles para estimar emisiones de contaminantes. Un factor de emisión es un valor representativo que relaciona la cantidad de gases liberados a la atmósfera con una actividad.
5 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS EPA Environmental Protection Agency CO2 Bióxido de carbono CH4 Metano N2O Óxido de nitrógeno CO Monóxido de carbono NOX Óxidos de nitrógeno NMVOC Compuestos orgánicos volátiles no metano SO2 Bióxido de azufre PST Partículas Suspendidas Totales PM10 Partículas Menores a 10 Micras C Contenido de carbono en el combustible
Densidad
S Contenido de azufre en el combustible
6 CARACTERISTICAS Y CONDICIONES GENERALES 6.1 Introducción Los procesos de producción y consumo de energía tienen implicaciones sobre el ambiente en el que se desarrollan todas las actividades humanas. En particular la Comisión Federal de Electricidad (CFE) es consciente de ello, ya que
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los combustibles primarios empleados en la generación son los combustibles fósiles como el combustóleo, el gas natural, diesel y carbón, y estos son responsables de la emisión de gases hacia la atmósfera.
El Gobierno Federal se ha dado a la tarea de establecer una legislación en materia de emisiones a la atmósfera, la cual permita conocer la cantidad de gases producto de la combustión (NOx, SO2 y PST entre otros) por la actividad de generación de energía eléctrica. El Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en materia de Registro de Emisiones y Transferencia de Contaminantes, en su artículo 20 establece que las emisiones y transferencia de contaminantes y sustancias sujetas a reporte de competencia federal, que no estén reguladas por Normas Oficiales Mexicanas o cuya medición esté exenta, pueden estimarse a través de metodologías comúnmente utilizadas, tales como la aplicación de factores de emisión, estimación mediante datos históricos, balance de materiales, cálculos de ingeniería o modelos matemáticos. Para la CFE es importante tener una guía donde se establezca la metodología de cálculo para la estimación de las emisiones producto de su proceso. Esta metodología se encuentra basada en el uso de factores de emisión, dependiendo de la tecnología y los combustibles utilizados para la generación de energía, lo anterior con base en la legislación ambiental vigente. Los factores de emisión señalados en la presente guía son una recopilación y análisis del documento elaborado por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos de América (EPA-USA AP-42), y corresponden a la 5ª edición, capítulo 1 (External Combustion Sources) y capítulo 3 (Stationary Internal Combustion Sources) en las diferentes secciones para los combustibles fósiles utilizados por la CFE en el proceso de generación de energía eléctrica. Esta guía clasifica los factores de emisión para cada uno de los combustibles empleados en las instalaciones de la CFE (combustóleo, gas natural, diésel y carbón) y el tipo de equipo de combustión que se emplea (termoeléctrica convencional, ciclo combinado, turbogás y combustión interna). Se incluyen 5 anexos, de los cuales 4 como ejemplo de las tablas de cálculo elaboradas con el software Microsoft Excel, y la tabla resumen en particular para el área de generación, estas tablas permiten calcular las emisiones de los contaminantes en función de su consumo de combustible, sus propiedades físico-químicas y el tipo de quemador para los gases de combustión mencionados en el objetivo de esta guía
6.2 Condiciones Generales Los diferentes factores de la presente guía, se expresan en kilogramos del contaminante por metro cúbico del combustible utilizado (kg/m3) para combustóleo, gas natural y diésel, para el caso de carbón se expresara en kilogramos del contaminante por toneladas (kg/t). Las emisiones de gases de combustión se obtienen al multiplicar el factor correspondiente por el consumo de combustible empleado en un periodo de tiempo, expresadas en kilogramos. El consumo de combustible estará expresado en metros cúbicos para combustóleo, gas natural o diésel, y para el caso de carbón en toneladas.
Nota: Se anexa tabla resumen con valores de los factores para uso del área de Generación. 6.3 Combustóleo La composición del combustóleo depende de dos factores: la naturaleza del crudo y el proceso de refinación del cual proviene. Así, durante la operación de la destilación fraccionada, la composición química no se altera, y la calidad del combustóleo o aceite residual es principalmente determinada por la calidad del petróleo crudo y puede ser expresada por medio de diversos factores (densidad, peso molecular, relación carbono/hidrógeno, contenido de metales, entre otros).
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El combustóleo producido en nuestro país está constituido en promedio por carbono (de 84 a 87 % en peso), hidrógeno (de 10 a 14 % en peso), oxígeno, nitrógeno (2.6 % en peso), azufre (de 2.5 a 4 % en peso) y pequeñas cantidades de vanadio, níquel y sodio. 6.3.1 Termoeléctrica Convencional 6.3.1.1 Bióxido de carbono (CO2)
3
29282
combm
kgFactorCO
tiempo
kgocombustóledeConsumoCOFactorEmisiónCO
2
2
CO 2
6.3.1.2 Metano (CH4)
3
2 1036.34
comb
CHm
kgxFactor
tiempo
kgóleocombustdeConsumoFactorEmisión CHCH
44
CH ´
4
6.3.1.3 Óxido de nitrógeno (N2O)
32
21036.6
comb
ONm
kgxFactor
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisión ON
ON 2
O2N2
6.3.1.4 Monóxido de carbono (CO)
3 6.0
comb
COm
kgFactor
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisión COCO
CO
6.3.1.5 Óxidos de nitrógeno (NOX)
a) Quemadores frontales
3 64.5
combx
NOm
kgFactor
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tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisión
xNO
xNO
xNO
b) Quemadores frontales de baja emisión de NOX
3 80.4
combx
NOm
kgFactor
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisión
xNO
xxNO
NO
c) Quemadores tangenciales
3 84.3
combx
NOm
kgFactor
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisión
xNO
xxNO
NO
d) Quemadores tangenciales de baja emisión de NOX
3 12.3
comb
NOm
kgFactor
x
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorNOEmisión
x
xx
NO NO
6.3.1.6 Compuestos orgánico totales no metano (NMTOC)
3
2 1012.9
comb
NMTOCm
kgxFactor
6.3.1.7 Compuestos orgánicos totales (TOC)
3 1248.0
comb
TOCm
kgFactor
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisiónTOC
TOC TOC
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisiónNMTOC
NMTOC NMTOC
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6.3.1.8 Bióxido de azufre (SO2)
32 )84.18(
comb
SOm
kgSFactor
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisiónSO
22SO
2
SO
S = Representa contenido de azufre por ejemplo 3.8 % valor promedio nacional en combustóleo, entonces S=3.8
6.3.1.9 Partículas suspendidas totales (PST)
3 3864.0 1028.1
comb
PSTm
kgSFactor
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisiónPST
PST PST
S = Representa contenido de azufre por ejemplo 3.8 % valor promedio nacional en combustóleo, entonces S=3.8 6.3.1.10 Partículas menores a 10 micas (PM10)
310 2619.0 7929.0
comb
PMm
kgSFactor
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisiónPM
1010
10
PM PM
S = Representa contenido de azufre por ejemplo 3.8 % valor promedio nacional en combustóleo, entonces S=3.8 6.3.2 Combustión interna 6.3.2.1 Bióxido de carbono (CO2)
32 2928
comb
COm
kgFactor
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisión COCO
22
2
CO
6.3.2.2 Metano (CH4) No determinado en AP-42 6.3.2.3 Óxido de nitrógeno (N2O) No determinado en AP-42
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6.3.2.4 Monóxido de carbono (CO) Unidades sin control
3 178.14
comb
COm
kgFactor
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisión COCO
CO
6.3.2.5 Óxidos de nitrógeno (NOX)
a) Unidades sin control
3 38.53
comb
NOm
kgFactor
x
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisión
xNOx
x
NO NO
c) Unidades con control inyectando vapor de agua
3 69.31
combx
NOm
kgFactor
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisión
xNO
xNO xNO
6.3.2.6 Compuestos orgánico volátiles no metano (NMVOC) No determinado en AP-42 6.3.2.7 Bióxido de azufre (SO2)
32 S 84.18
comb
SOm
kgFactor
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisiónSO
2
2
SO 2SO
Donde: S = Representa contenido de azufre, por ejemplo 3.8 % valor promedio nacional en combustóleo, entonces
S=3.8 6.3.2.8 Partículas suspendidas totales (PST)
3 163.1
comb
PSTm
kgFactor
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tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisiónPST
PST PST
6.3.2.9 Partículas menores a 10 micras
310 956.0
comb
PMm
kgFactor
tiempo
kgocombustóledeConsumoFactorEmisiónPM
1010
PM PM
10
6.4 Gas Natural El gas natural es una mezcla de hidrocarburos gaseosos, se encuentra generalmente en depósitos subterráneos profundos formados por roca porosa, o en los domos de los depósitos naturales de petróleo crudo. La composición del gas natural indica que es una mayor proporción de metano y cantidades menores de otros hidrocarburos tales como el etano, propano, butano.
6.4.1 Termoeléctrica convencional 6.4.1.1 Bióxido de carbono (CO2)
3
2 92.1
natgas
COm
kgFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deFactorEmisión COCO
22
2
CO
6.4.1.2 Metano (CH4)
3
5 1068.34
natgas
CHm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deCHFactorEmisiónCH
44
CH
4
6.4.1.3 Óxido de nitrógeno (N2O)
a) Sin control
3
5 1052.32
natgas
ONm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónN
ON ON 2
2O2
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b) Quemadores de baja emisión de NOx
3
5 1002.12
natgas
ONm
kgxFactor
tiempo
kga gas naturConsumo deFactorEmisiónN
ON lON 2
2O2
6.4.1.5 Monóxido de carbono (CO) Unidades Frontales
3
3 1034.1
natgas
COm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deCOFactorEmisiónCO
CO
Unidades Tangenciales
a) Unidades sin control
3
3 10384.0
natgas
COm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deCOFactorEmisiónCO
CO
b) Unidades controladas con recirculación de gases
3
3 10568.1
natgas
COm
kgxFactor
tiempo
kga gas naturConsumo deCOFactorEmisiónCO
CO l
6.4.1.6 Óxidos de nitrógeno (NOx) Unidades Frontales:
a) Unidades sin control construidas o modificadas antes de agosto de 1971
3
3 1048.4
natgas
NOm
kgxFactor
x
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tiempo
kga gas naturConsumo deFactorEmisión xNOx
xNO lNO
b) Unidades sin control construidas o modificadas después de agosto de 1971
3
31004.3
natgasx
NOm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo dexFactorEmisión
xNO
xNO NO
c) Unidades controladas con quemadores de baja emisión de NOx
3
31024.2
natgasx
NOm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo dexFactorEmisión
xNO
xNO NO
d) Unidades controladas con recirculación de gases
3
31060.1
natgasx
NOm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo dexFactorEmisión
xNO
xNO NO
Unidades Tangenciales:
a) Unidades sin control
3
31072.2
natgasx
NOm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo dexFactorEmisión
xNO
xNO NO
d) Unidades controladas con recirculación de gases
3
310216.1
natgasx
NOm
kgxFactor
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tiempo
kgal gas naturConsumo dexFactorEmisión
xNO
xNO NO
6.4.1.7 Compuestos orgánicos totales (TOC)
3
5106.17
natgas
TOCm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónTOC
TOC TOC
6.4.1.8 Compuestos orgánico volántiles (VOC)
3
51080.8
natgas
VOCm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónVOC
VOC VOC
6.4.1.9 Bióxido de azufre (SO2)
3
2 51096.0
natgas
SOm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónSO
2
2
SO 2SO
6.4.1.10 Partículas suspendidas totales (PST)
3
51016.12
natgas
PSTm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónPST
PST PST
6.4.1.11 Partículas menores a 10 micras (PM10)
3
10 51004.3
natgas
PMm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónPM
10
10
PM 10PM
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6.5 Ciclo Combinados y Turbogas 6.5.1.1 Bióxido de carbono (CO2)
3
2 795.1
natgas
COm
kgFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deCOFactorEmisiónCO
22
CO
2
6.5.1.2 Metano (CH4)
3
4 510035.14
natgas
CHm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónCH
4
4
CH 4CH
6.5.1.3 Óxido de nitrógeno (N2O)
3
2 510896.4
natgas
ONm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónN
ON O2N 2
O2
6.5.1.4 Monóxido de carbono (CO)
a) Unidades sin control
3
310338.1natgas
COm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deCOFactorEmisiónCO
CO
b) Unidades con control inyectando vapor de agua
3
410896.4natgas
COm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deCOFactorEmisiónCO
CO
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6.5.1.5 Óxidos de nitrógeno (NOX)
a) Unidades sin control
3
31022.5natgas
xNO
m
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo dexFactorEmisión
xNO
xNO NO
b) Unidades con control inyectando vapor de agua
3
31012.2
natgasx
NOm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo dexFactorEmisión
xNO
xNO NO
6.5.1.6 Compuestos orgánico totales (TOC)
3
51095.17
natgas
TOCm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónTOC
TOC TOC
6.5.1.7 Compuestos orgánico volátiles (VOC)
3
51043.3natgas
VOCm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónVOC
VOC VOC
6.5.1.8 Bióxido de azufre (SO2)
3
2 S31034.15
natgas
SOm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónSO
2
2
SO 2SO
S = Representa contenido de azufre por ejemplo 0.015 % valor promedio nacional en gas natural, entonces S=0.015
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6.5.1.9 Partículas suspendidas totales
3
51077.10
natgas
PSTm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónPST
PST PST
Factor de emisión aplicable cuando se utilice inyección de vapor de agua 6.5.1.10 Partículas menores a 10 micras (PM10)
3
10 5101.3
natgas
PMm
kgxFactor
tiempo
kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónPM
1010
PM PM
10
Factor de emisión aplicable cuando se utilice inyección de vapor de agua 6.6 Diésel El diésel empleado en las instalaciones de la CFE, es considerado en esta guía como el combustible No. 2 dentro de los factores de emisión del AP-42 como una mezcla de combustible destilado y de aceites residuales.
6.6.1 Termoeléctrica de carbono (CO2) 6.6.1.1 Bióxidos de carbono (CO2)
32 2676
diesel
COm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoCOFactorEmisiónCO
2
2
CO 2
6.6.1.2 Metano (CH4)
34
31024.6
diesel
CHm
kgxFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoCHFactorEmisiónCH
4
4
CH 4
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6.6.1.3 Oxido de nitrógeno (N2O)
3 21012.3
2
dieselm
kgxFactor ON
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisión ON
ON O2N 2
2
6.6.1.4 Monóxido de carbono (CO)
3 6.0
diesel
COm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoCOFactorEmisiónCO
CO
6.6.1.5 Óxidos de nitrógeno (NOX)
3 4.2
dieselx
NOm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisión
xNO
xNO xNO
6.6.1.6 Compuestos orgánicos totales no metano (NMTOC)
3
2104.2
diesel
NMTOCm
kgxFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisiónNMTOC
NMTOC NMTOC
6.6.1.7 Compuestos orgánicos totales (TOC)
3
210024.3diesel
TOCm
kgxFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorTOCEmisión
TOC TOC
6.6.1.8 Bióxido de azufre (SO2)
32 S04.17
diesel
SOm
kgFactor
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tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisiónSO
2
2
SO 2SO
S = Representa contenido de azufre por ejemplo 0.05 % valor promedio nacional en diésel, entonces S=0.05
6.6.1.9 Partículas suspendidas totales (PST) UNIDADES CON QUEMADORES FRONTALES O TANGENCIALES
3 24.0
diesel
PSTm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisiónPST
PST PST
6.6.1.10 Partículas menores a 10 micras (PM10) UNIDADES SIN CONTROL
310 12.0
diesel
PMm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisiónPM
10
10
PM 10PM
6.6.2 Ciclo combinados y turbogas 6.6.2.1 Bióxido de carbono (CO2)
32 2619
diesel
COm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoCOFactorEmisiónCO
2
2
CO 2
6.6.2.2 Metano (CH4) No determinado en AP-42
6.6.2.3 Óxido de nitrógeno (N2O) No determinado en AP-42
6.6.2.4 Monóxido de carbono (CO)
a) Unidades sin control
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3
210504.5diesel
COm
kgxFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoCOFactorEmisiónCO
CO
b) Unidades con control inyectando vapor de agua
3 268.1
diesel
COm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoCOFactorEmisiónCO
CO
6.6.2.5 Óxidos de nitrógeno (NOx)
a) Unidades sin control
3 68.14
dieselx
NOm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisión
xNO
xNO xNO
b) Unidades con control inyectando vapor de agua
3 0.4
dieselx
NOm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisión
xNO
xNO xNO
6.6.2.6 Compuesto organico totales (TOC)
3
21067.6
diesel
TOCm
kgxFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisiónTOC
TOC TOC
6.6.2.7 Compuestos orgánico volátiles (VOC)
3
31084.6diesel
VOCm
kgxFactor
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tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisiónVOC
VOC VOC
6.6.2.8 Bióxido de azufre (SO2)
32 S 84.16
diesel
SOm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisiónSO
2
2
SO 2SO
S = Representa contenido de azufre por ejemplo 0.05 % valor promedio nacional en diésel, entonces S=0.05 6.6.2.9 Partículas suspendidas totales (PST)
3 20.0
diesel
PSTm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisiónPST
PST PST
6.6.2.10 Partículas menores a 10 micras (PM10)
310
21017.7
diesel
PMm
kgxFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisiónPM
10
10
PM 10PM
6.6.3 Máquinas de combustión interna 6.6.3.1 Bióxido de Carbono (CO2)
32 2752
diesel
COm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoCOFactorEmisiónCO
2
2
CO 2
6.6.3.2 Metano (CH4) No determinado en AP-42 6.6.3.3 Oxido de nitrógeno (N2O) No determinado en AP-42
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6.6.3.4 Monóxido de carbono (CO)
3 18.14
diesel
COm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoCOFactorEmisiónCO
CO
6.6.3.5 Óxidos en nitrógeno (NOx)
a) Unidades sin control
3 38.53
dieselx
NOm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisión
xNO
xNO xNO
b) Unidades con control
3 69.31
dieselx
NOm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisión
xNOx
x
NO NO
6.6.3.6 Compuestos orgánicos totales (TOC)
3 50.1
diesel
TOCm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisiónTOC
TOC TOC
6.6.3.7 Bióxido de azufre (SO2)
32 S 84.16
diesel
SOm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisiónSO
2
2
SO 2SO
Donde: S = Representa contenido de azufre por ejemplo 0.05 % valor promedio nacional en diésel, entonces S=0.05
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6.6.3.8 Partículas suspendidas totales (PST)
3 163.1
diesel
PSTm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisiónPST
PST PST
6.6.3.9 Partículas menores a 10 micras (PM10)
310 9558.0
diesel
PMm
kgFactor
tiempo
kgdieseldeConsumoFactorEmisiónPM
10
10
PM 10PM
6.7 Carbón La composición del carbón depende de diversos factores dependiendo del grado de carbonificación que haya experimentado la materia vegetal que le dio origen. El rango de un carbón mineral se determina en función de criterios como: su contenido de materia volátil, contenido de carbono fijo, humedad y poder calorífico. Para la aplicación de esta guía debe utilizarse el carbón subbituminoso cuyas características son: carbono fijo (35 a 45 %), humedad (5 a 10 %, 15 a 30 %) materia volátil (20 a 40 %, 30 a 40 %) y poder calorífico (18 MJ/kg a 21 MJ/kg, 20 MJ/kg a 21 MJ/kg), Ceniza (9 a 40 %), Carbón elemental (45 a 65 %), Hidrógeno elemental (3.5 a 4.5 %), Nitrógeno elemental (0.8 a 1.5 %), Azufre (0.5 a 1.3 %). 6.7.1 Bióxido de carbono (CO2)
carbónCO
t
kgFactor 2405
2
tiempo
kgcarbóndeConsumoCOFactorEmisiónCO
2
2
CO 2
6.7.2 Metano (CH4)
a) Unidades con quemadores frontales y tangenciales con fondo seco
carbón
CHt
kgxFactor 2100.2
4
tiempo
kgcarbóndeConsumoCHFactorEmisiónCH
4
4
CH 4
b) Unidades con quemadores frontales y fondo húmedo
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carbón
CHt
kgxFactor 2105.2
4
tiempo
kgcarbóndeConsumoCHFactorCEmisión
H4
4
CH 4
6.7.3 Óxido de nitrógeno (N2O)
a) Unidades con quemadores frontales y fondo seco
carbón
ONt
kgxFactor 2105.1
2
tiempo
kgcarbóndeConsumoFactorEmisión ON
ON O2N 2
2
b) Unidades con quemadores tangenciales y fondo seco
carbón
ONt
kgxFactor 2100.4
2
tiempo
kgcarbóndeConsumoFactorEmisión ON
ON O2N 2
2
c) Unidades con quemadores tangenciales o frontales y fondo húmedo
carbón
ONt
kgxFactor 2100.4
2
tiempo
kgcarbóndeConsumoFactorEmisión ON
ON O2N 2
2
6.7.4 Monoxido de carbono (CO)
carbónCO
t
kgFactor 25.0
tiempo
kgcarbóndeConsumoCOFactorEmisiónCO
CO
6.7.5 Óxido de nitrógeno (NOX) Unidades Frontales
a) Unidades con fondo seco.
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carbónx
NOt
kgFactor 7.3
tiempo
kgcarbóndeConsumoFactorEmisión
xNO
xNO xNO
b) Unidades con fondo húmedo aplica a C.T. Presidente Plutarco Elías Calles
carbónt
kgFactor
xNO 12
tiempo
kgcarbóndeConsumoFactorEmisión
xNO
xNO xNO
Unidades Tangenciales
a) Unidades con fondo seco.
carbónx
NOt
kgFactor 6.3
tiempo
kgcarbóndeConsumoFactorEmisión
xNO
xNO xNO
6.7.6 Compuesto orgánico totales no metano (NMTOC)
a) Unidades con quemadores frontales y tangenciales con fondo seco
carbón
NMTOCt
kgxFactor 2100.3
tiempo
kgcarbóndeConsumoFactorEmisiónNMTOC
NMTOC NMTOC
b) Unidades con quemadores tangenciales y frontales con fondo húmedo
carbón
NMTOCt
kgxFactor 2100.2
tiempo
kgcarbóndeConsumoFactorEmisiónNMTOC
NMTOC NMTOC
6.7.7 Compuestos orgánico totales no metano (NMTOC) 6.7.8 Bióxido de azufre (SO2)
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Unidades con fondo seco y húmedo
carbónO t
kgSFactor S5.17
2
tiempo
kgcarbóndeConsumoFactorEmisiónSO
2
2
SO 2SO
S = Representa el % promedio en peso de azufre en el carbón Para C.T. José López Portillo, S = 1.05 Para C.T. Carbón II, S = 1.14 Para C.T. Plutarco Elías Calles, S = 0.6 6.7.9 Partículas suspendidas totales (PST)
a) Unidades con quemadores frontales o tangenciales y fondo seco
carbónPST
t
kgABFactor 5
tiempo
kgcarbóndeConsumoFactorEmisiónPST
PST PST
A = representa el % promedio en peso de cenizas en el carbón. Para C.T. José López Portillo, A = 37.59 Para C.T. Carbón II, A = 42.3 Para C.T. Plutarco Elías Calles, A = 9.92 B = Es la fracción emitida debido a la eficiencia del precipitado electrostático, B = 0.008
b) Unidades con quemadores tangenciales o frontales y fondo húmedo
carbónPST
t
kgABFactor 5.3
tiempo
kgcarbóndeConsumoFactorEmisiónPST
PST PST
A = representa el % promedio en peso de cenizas en el carbón. Para C.T. Plutarco Elías Calles, A = 9.92 B = es la fracción reducida debido a la eficiencia del precipitador electrostático, B = 0.008 6.7.10 Partículas menores a 10 micras (PM10)
a) Unidades con quemadores frontales o tangenciales y fondo seco
carbónt
kgABPMFactor 15.1
10
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tiempo
kgcarbóndeConsumoFactorEmisiónPM
10
10
PM 10PM
A = representa el % promedio en peso de cenizas en el carbón. Para C.T. José López Portillo, A = 37.59 Para C.T. Carbón II, A = 42.3 Para C.T. Plutarco Elías Calles, A = 9.92 B = es la fracción reducida debido a la eficiencia del precipitado electrostático, B = 0.008
b) Unidades con quemadores frontales fondo húmedo
carbónPMr
t
kgABFacto 3.1
10
tiempo
kgcarbóndeConsumoFactorEmisiónPM
10
10
PM 10PM
A = Representa el % promedio en peso de cenizas en el carbón. Para C.T. Plutarco Elías Calles, A = 9.92 B = Es la fracción reducida debido a la eficiencia del precipitador electrostático, B = 0.008 7 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Este punto no aplica en la presente guía, debido a que no se contempla ninguna actividad en campo ó física en el desarrollo de las actividades descritas en la presente guía, esta aplica para estimar las emisiones a la atmósfera de gases normados en México y gases de efecto invernadero.
8 BIBLIOGRAFÍA [1] Compilation of Air Pollutant Emission Factors (AP-42), Office of Air Quality Planning and Standards,
Environment Protection Agency (EPA), Fifth Edition, USA. [2] Licencia de Funcionamiento (LF), trámite ante la SEMARNAT antes del año 1997. [3] Licencia Ambiental Única (LAU), trámite ante la SEMARNAT a partir del año 1997. [4] Cédula de Operación Anual (COA) seguimiento a la LAU o LF, se realiza el trámite a través de la
SEMARNAT [5] Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (DOF 28/ enero/ 1988, reforma DOF 30/
agosto/ 2011). [6] Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en materia de Registro
de Emisiones y Transferencia de Contaminantes (DOF 03/ junio/ 2004)
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APENDICE A Tabla resumen con valores de los factores para uso del área de generación
Tabla de conversión de factores emisiones de gases y partículas
SO2 NOx PST CO CO2 CH4 N2O COV COT NMTOC PM10
Sin control 2.301E-04 5.22E-03 10.77E-05 1.338E-03 1.795 14.035E-05 4.896E-05 3.43E-05 17.95E-05 3.1E-05 Kg/m3
Con control inyeccion de
agua2.12E-03 4.896E-04 Kg/m3
Cald. Sin Cont.
construidas Ant. 1971.96E-05 4.48E-03 12.16E-05 1.34E-03 1.92 3.68E-05 3.52E-05 8.80E-05 17.6E-05 3.04E-05 Kg/m3
Cald. Sin Cont.
construidas después de
1984
.96E-05 3.04E-03 12.16E-05 1.34E-03 1.92 3.68E-05 3.52E-05 8.80E-05 17.6E-05 3.04E-05 Kg/m3
Bajo NOx 2.24E-03 1.02E-05 Kg/m3
Calderas con
Recirculadores1.60E-03 Kg/m3
Tangenciales sin control 2.72E-03 .384E-03 Kg/m3
Tangenciales con
recirculacion1.216E-03 1.568E-03 Kg/m3
CONVENCIONAL Sin control 0.852 2.4 0.24 0.60 2676 6.24E-03 3.12E-02 3.024E-02 2.4E-02 0.12 kg/m3
Sin control 0.842 14.68 0.20 5.504E-02 2619 ND ND 6.84E-03 6.67E-02 7.17E-02 kg/m3
Con control inyeccion de
agua4.0 1.268 kg/m3
Sin Control 0.842 53.38 1.163 14.18 2752 ND ND 1.50 0.9558 kg/m3
Con Control 31.69 kg/m3
Frontales 71.592 5.64 4.577 0.60 2928 3.36E-02 6.36E-02 0.1248 9.12E-02 3.275 kg/m3
Frontales bajo NOx 4.80 kg/m3
Tangenciales 3.84 kg/m3
Tangenciales bajo NOx 3.12 kg/m3
Sin Control 71.592 53.38 1.163 14.178 2928 ND ND ND 0.956 kg/m3
Con Control 31.69 kg/m3
C.T. José López Portillo
( Río Escondido)
Frontales fondo seco
construidas después de 1976
(4 unidades de 300 MW).
18.38 3.7 1.504 0.25 2405 2.0E-02 1.5E-02 3.0E-02 0.3458 kg/ton
CT Carbón II
(unidades 1 y 2)
Tangenciales fondo seco
construidas después de
1978.
19.95 3.6 1.692 0.25 2405 2.0E-02 4.0E-02 3.0E-02 0.3892 kg/ton
CT Carbón II
(unidades 3 y 4)
Frontales fondo seco
construidas después de 1978
(4 unidades de 300 MW).
19.95 3.7 1.692 0.25 2405 2.0E-02 1.5E-02 3.0E-02 0.3892 kg/ton
C.T. Plutarco Elías Calles
(Unidades 1 y 2 )
Tangenciales fondo seco
construidas después de
1978.
10.5 3.6 0.3968 0.25 2405 2.0E-02 4.0E-02 3.0E-02 0.0913 kg/ton
C.T Plutarco Elías Calles
(Unidad 3, 4, 5 y 6)
Frontal (Config real
Tangenciales )fondo húmedo
construidas después de 1978
10.5 12 0.2778 0.25 2405 2.5E-02 4.0E-02 2.0E-02 0.1032 kg/ton
C.T Plutarco Elías Calles
(Unidad 7)
Tangenciales fondo seco
construidas después de 1978
10.5 3.6 0.3968 0.25 2405 2.0E-02 4.0E-02 3.0E-02 0.0913 kg/ton
COMBUSTÓLEO
CONVENCIONAL
COMBUSTION INTERNA
CARBÓN
GAS NATURAL
CICLO COMBINADO Y
TURBOGAS
CONVENCIONAL
DIESEL
TURBOGAS
COMBUSTIÓN INTERNA
QuemadoresNOM-085 GEI
UnidadOTROS