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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

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Texto escrito a máquina

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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


xNO

xxNO

NO

c) Quemadores tangenciales

3 84.3

combx

NOm

kgFactor

tiempo


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


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


CO


a) Unidades sin control

3 38.53

comb

NOm

kgFactor

x

tiempo


xNOx

x

NO NO

c) Unidades con control inyectando vapor de agua

3 69.31

combx

NOm

kgFactor

tiempo


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


3

5 1068.34

natgas

CHm

kgxFactor

tiempo

kgal gas naturConsumo deCHFactorEmisiónCH

44

CH

4


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


3

3 10384.0

natgas

COm

kgxFactor

tiempo


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


xNO

xNO NO

d) Unidades controladas con recirculación de gases

3

31060.1

natgasx

NOm

kgxFactor

tiempo


xNO

xNO NO

Unidades Tangenciales:


3

31072.2

natgasx

NOm

kgxFactor

tiempo


xNO

xNO NO

d) Unidades controladas con recirculación de gases

3

310216.1

natgasx

NOm

kgxFactor


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tiempo


xNO

xNO NO


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


3

2 51096.0

natgas

SOm

kgxFactor

tiempo

kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónSO

2

2

SO 2SO


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


22

CO

2


3

4 510035.14

natgas

CHm

kgxFactor

tiempo

kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónCH

4

4

CH 4CH


3

2 510896.4

natgas

ONm

kgxFactor

tiempo

kgal gas naturConsumo deFactorEmisiónN

ON O2N 2

O2



3

310338.1natgas

COm

kgxFactor

tiempo


CO

b) Unidades con control inyectando vapor de agua

3

410896.4natgas

COm

kgxFactor

tiempo


CO


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3

31022.5natgas

xNO

m

kgxFactor

tiempo


xNO

xNO NO


3

31012.2

natgasx

NOm

kgxFactor

tiempo


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


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


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


3 6.0

diesel

COm

kgFactor

tiempo


CO


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


3

210024.3diesel

TOCm

kgxFactor

tiempo

kgdieseldeConsumoFactorTOCEmisión

TOC TOC


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


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




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3

210504.5diesel

COm

kgxFactor

tiempo


CO


3 268.1

diesel

COm

kgFactor

tiempo


CO

6.6.2.5 Óxidos de nitrógeno (NOx)


3 68.14

dieselx

NOm

kgFactor

tiempo


xNO

xNO xNO


3 0.4

dieselx

NOm

kgFactor

tiempo


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


32 S 84.16

diesel

SOm

kgFactor

tiempo


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


PST PST


310

21017.7

diesel

PMm

kgxFactor

tiempo


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


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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3 18.14

diesel

COm

kgFactor

tiempo


CO

6.6.3.5 Óxidos en nitrógeno (NOx)


3 38.53

dieselx

NOm

kgFactor

tiempo


xNO

xNO xNO

b) Unidades con control

3 69.31

dieselx

NOm

kgFactor

tiempo


xNOx

x

NO NO


3 50.1

diesel

TOCm

kgFactor

tiempo

kgdieseldeConsumoFactorEmisiónTOC

TOC TOC


32 S 84.16

diesel

SOm

kgFactor

tiempo


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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3 163.1

diesel

PSTm

kgFactor

tiempo


PST PST


310 9558.0

diesel

PMm

kgFactor

tiempo


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


ON O2N 2

2

c) Unidades con quemadores tangenciales o frontales y fondo húmedo

carbón

ONt

kgxFactor 2100.4

2

tiempo


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


xNO

xNO xNO

Unidades Tangenciales

a) Unidades con fondo seco.

carbónx

NOt

kgFactor 6.3

tiempo


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


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


(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 )



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


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)



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

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