Aprobación límites máximos emisiones eléctricas

Pág. 1PROYECTOLima, viernes 13 de febrero de 2004
SEPARATAESPECIAL
Director (e): GERARDO BARRAZA SOTO Lima, viernes 13 de febrero de 2004
FUNDADO EN 1825 POR EL LIBERTADOR SIMÓN BOLÍVAR
R
EPUBLICA DEL PER
U
DIARIO OFICIAL
Nota: Se recibirán comentarios y observaciones al Proyecto del D.S.
Límites Máximos Permisibles de Emisiones Gaseosas y Partículas
para el subsector de Electricidad por escrito de los interesados, dentro
del plazo de 30 (treinta) días calendario, contados a partir de la fecha
de la publicación del proyecto en concordancia con el Art. 10º del
D.S.Nº 044-98-PCM), a la Dirección General de Asuntos Ambientales
(DGAA) y la Dirección General de Electricidad del Ministerio de
Energía y Minas (DGE).
APROBACIÓN DE LÍMITES
MÁXIMOS PERMISIBLES DE
EMISIONES GASEOSAS Y
PARTÍCULAS PARA EL
SUBSECTOR ELECTRICIDAD
R
EPUBLICA DEL PER
U
PROYECTO DE
DECRETO SUPREMO
Ministerio de Energía y Minas

Pág. 2 PROYECTO Lima, viernes 13 de febrero de 2004
PROYECTO DE
DECRETO SUPREMO
APROBACIÓN DE LÍMITES MÁXIMOS PERMISIBLES DE EMISIONES GASEOSAS
Y PARTÍCULAS PARA EL SUBSECTOR ELECTRICIDAD
Lima,
EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA
CONSIDERANDO:
Que, el artículo 90º del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, establece que "el
Estado previene la conservación del medio ambiente y del Patrimonio Cultural de la Nación, así como el uso
racional de los recursos naturales en el desarrollo de las actividades relacionadas con la generación, tras-
misión y distribución de energía eléctrica";
Que, en tal virtud, mediante Decreto Supremo Nº 029-94-EM, se aprobó el Reglamento para la Protec-
ción Ambiental para las Actividades Eléctricas que, en su artículo 50º establece que "durante el ejer-
cicio de las actividades eléctricas de generación, transmisión y distribución, los Titulares de las Concesio-
nes y Autorizaciones, a los que se refieren los artículos 30º y 40º del Decreto Ley Nº 25844, tendrán la
responsabilidad del control y protección del medio ambiente en lo que a dichas actividades concierne";
Que, por Decreto Supremo Nº 044-98-PCM se aprobó el Reglamento Nacional para la Aprobación de
Estándares de Calidad Ambiental y Límites Máximos Permisibles;
Que, los Estudios de Impacto Ambiental correspondientes a las actividades eléctricas deben estar
formulados en base a los Límites Máximos Permisibles aprobados por el Consejo de Ministros;
Que, los Programas de Adecuación y Manejo Ambiental tienen como objetivo, entre otros, que las
actividades eléctricas se desarrollen cumpliendo los Límites Máximos Permisibles aprobados por el
Consejo de Ministros;
Que, es necesario establecer los Límites Máximos Permisibles correspondientes a las sustancias
presentes en las emisiones gaseosas y partículas para las actividades de generación de energía
eléctrica y contribuir efectivamente a la protección ambiental;
De conformidad con lo dispuesto en el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades
Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo Nº 029-94-EM,
Con el voto aprobatorio del Consejo de Ministros;
DECRETA
Artículo 1º.- Aprobar los Límites Máximos Permisibles de Emisiones Gaseosas y Partículas provenientes
de las Actividades Eléctricas, señalados en el Anexo Nº 1, el cual forma parte del presente Decreto Supre-
mo, a los cuales se sujetarán las actividades de generación eléctrica por combustión de materiales fósiles
(combustible sólido, líquido y/o gas).
Artículo 2º.- Las empresas responsables de actividades de generación eléctrica por combustión de mate-
riales fósiles (combustible sólido, líquido y/o gas) deberán asegurar que, por efecto de sus emisiones, no se
exceda los Límites Máximos Permisibles de Emisiones Gaseosas y Partículas establecidos.
riales fósiles (combustible sólido, líquido y/o gas) establecerán en sus Estudios de Impacto Ambiental (EIA)
o Programas de Adecuación y Manejo Ambiental (PAMA), un Punto de Control por cada fuente de emisión,
a fin de determinar la concentración y flujo de cada uno de los parámetros regulados y, sólo en casos de
operaciones fuera de áreas urbanas, un número apropiado de Estaciones de Monitoreo para determinar la
calidad del aire. Dichos Puntos de Control y Estaciones de Monitoreo deberán ser identificados empleando
el Anexo Nº 2, el cual forma parte del presente Decreto Supremo.
Artículo 4º.- Para efectos del monitoreo de las emisiones y la calidad del aire, serán consideradas válidas
las mediciones efectuadas de acuerdo a lo establecido en el Protocolo de Monitoreo de Calidad de Aire y
Emisiones para el Subsector Energía, publicado por la Dirección General de Asuntos Ambientales del Mi-
nisterio de Energía y Minas.
riales fósiles (combustible sólido, líquido y/o gas) podrán eliminar o cambiar la ubicación de uno o más
puntos de control o estaciones de monitoreo si la dirección del viento predominante cambia por modificacio-
nes eólicas durante el año, con la aprobación de la Dirección General de Asuntos Ambientales, para lo cual

será necesario presentar documentación sustentatoría. En caso que la Dirección General de Asuntos Am-
bientales no emita pronunciamiento respecto a esta solicitud en un plazo de 30 días, contados a partir de su
presentación, ésta quedará aprobada de oficio.
riales fósiles (combustible sólido, líquido y/o gas) presentarán a la Dirección General de Asuntos Ambienta-
les, con copia a OSINERG, informes trimestrales con los resultados del monitoreo mensual de las emisio-
nes gaseosas y de la calidad del aire. Los informes trimestrales corresponderán a los trimestres que culmi-
nan en los meses de marzo, junio, septiembre y diciembre de cada año y serán presentados a más tardar el
último día útil del mes siguiente al del trimestre vencido.
riales fósiles (combustible sólido, líquido y/o gas) que laboran menos de 2000 horas acumuladas al año, son
fuentes exoneradas de los Límites establecidos para lo cual presentarán informe según Anexo Nº 3 a la
Dirección General de Asuntos Ambientales con copia a OSINERG.
Artículo 8º.- Las empresas que utilicen motores nuevos o motores existentes con modificaciones mayores,
con potencias iguales o mayores que 350 Kw, requieren de la utilización de la "Mejor Tecnología Disponible"
de Control, como la define el MEM. Se entiende como modificaciones mayores aquellas que requieren 50%
o más de la inversión original.
Artículo 9º.- Las empresas responsables de actividades de generación eléctricas por combustión de mate-
riales fósiles (combustible sólido, líquido y/o gas) llevarán un registro de los resultados del monitoreo de las
emisiones y la calidad del aire, según los formatos especificados en el Protocolo de Monitoreo de Calidad
de Aire y Emisiones para el Subsector Electricidad, el mismo que deberá ser presentado a OSINERG
cuando éste lo requiera.
Artículo 10º.- Para efectos del presente Decreto Supremo se tomará en consideración las siguientes defi-
niciones:
- Concentración en cualquier momento.- Es la concentración obtenida al efectuar una medición puntual
de la emisión, expresada en condiciones normales, 25 °C, 1 atm. de presión, base seca y a 11 % de
oxigeno.
- Concentración media aritmética anual.- Es la concentración calculada dividiendo la suma de las con-
centraciones en cualquier momento entre el número de mediciones efectuadas en un año calendario,
con un mínimo de una medición mensual, expresada en condiciones normales, 25 °C, 1 atm de presión,
base seca y 11 % de oxígeno.
- Emisión. - Descarga de gases y/o partículas a la atmósfera.
- Estación de Monitoreo. - Lugar donde debe realizarse la toma de muestras para medir la calidad del
aire.
- Fuente de Emisión Sujeta a Control.- Es toda instalación de la actividad eléctrica que emite gases y/o
partículas al ambiente. Tratándose de motores de combustión interna que operan con generadores eléc-
tricos, para ser considerados fuentes de emisión sujetas a control su potencia deberá ser igual o mayor
a 350 KW, en caso usen combustible sólido, líquido o gas. En el caso en que se tenga varios motores
pequeños en una misma área se debe sumar las potencias de todos.
- Partículas.- Son los sólidos sedimentables y en suspensión emitidos desde una fuente de emisión.
- Parámetro Regulado.- Aquel parámetro que se encuentra definido en el presente Decreto Supremo.
- Punto de Control, Ubicación definida en el ElA o PAMA y aprobada por la Dirección General de Asuntos
Ambientales, establecida para la medición de las emisiones
Artículo 11º.- El presente Decreto Supremo será refrendado por el Ministro de Energía y Minas.
Disposición Transitoria
Para los Estándares de Calidad de Aire, se utilizará como referencia los valores mencionados en el Decreto
Supremo Nº 074-2001-PCM.
Dado en la Casa de Gobierno, en Lima,

ANEXO 1
LÍMITES MÁXIMOS PERMISIBLES DE EMISIONES GASEOSAS Y PARTÍCULAS
PROVENIENTES DE MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA
Límites Máximos Permisibles para Emisiones de Motores a Combustible Sólido,
Líquido o Gas, que generan potencia igual o mayor a 350 Kw
Ubicación Partículas NOx SO2
mg/m³ g/kw-hr Ppm mg/m³ a mg/m³ a 11% O2
a ll% O2
a ll% O2
11% O2
Zona no urbana con 200 16.0 1,600 3,000 Si se utiliza Diesel: 700.
Concentraciones (o la concentración inicial del
Ambientales de PM, Combustible < 0.7 % S en masa)
NOx, O3
y CO por
debajo de los límites Si se utiliza Bunker o carbón: 1,500.
Establecidos ( o la concentración inicial del
Combustible < 1.5 % S en masa).
Zona no urbana con 100 2.75 275 550 Si se utiliza Diesel: 700.
Concentraciones (o la concentración inicial del
ambientales de PM, Combustible < 0.7 % S en masa)
NOx, O3
y CO sobre
los límites establecidos Si se utiliza Bunker o carbón: 1,500.
o cualquier sitio dentro ( o la concentración inicial del
De 50 km. de una Combustible < 1.5 % S en masa).
reserva ecológica
Zona urbana 100 2.75 275 550 Si se utiliza Diesel: 700.
(o la concentración inicial del
Combustible < 0.7 % S en masa)
Si se utiliza Bunker o carbón: 1,500.
( o la concentración inicial del
Combustible < 1.5 % S en masa).
Límite de CO: 3,700 ppm a 11% 02 (4,300 mg/m³ a 11% 02
)
Límites Máximos Permisibles para Emisiones de Calderos y Turbinas a Gas a
Combustible Sólido, Líquido o Gas, que Generan potencia igual o mayor a 1.0 Mw
Combustible Partículas NOx S02
(mg/rn³a 11% O2
) (mg/rn³ a 11% O2
) (mg/m³ a 11% O2
)
Gas 100 200 700 o
Combustible: <0.7 % S en masa
Líquido o Sólido 100 275 700 o
Opacidad <20 % Combustible líquido < 0.7 % S en masa
Combustible sólido < 1.5 % S en masa
Nota: El límite de opacidad no se aplica durante los primeros 30 minutos de arranque y apagado de la fuente.
II. Fuentes Exoneradas de los Límites Establecidos:
A. Los motores que operan menos de 2,000 horas por año. El propietario debe anotar las horas acumuladas de
operación durante el año para que le sea aplicable esta exoneración.
III. Motores Nuevos o Motores Existentes con Modificaciones Extensas* > 350 Kw:
Se requiere la "Mejor Tecnología Disponible de Control" (Best Available Control Technology), como la define el
MEM.
*) Se define como > 50% de la inversión original en el proceso.
ANEXO Nº 2
Puntos de Control y Estaciones de Monitoreo.
Seguir pautas señaladas en el PROTOCOLO DE MONITOREO DE CALIDAD DE AIRE Y EMISIONES. Además,
considerar lo siguiente:
• La fotografía debe mostrar el punto de emisión y el área de influencia de las emisiones de acuerdo a la dirección
predominante del viento durante el año (la foto debe tomarse a barlovento de la fuente, captando en ella la fuente
y el área de influencia ubicada a sotavento de la misma).
• Incluir la Rosa de Vientos para las diferentes épocas del año (como mínimo, la dirección predominante del viento
durante los diferentes meses del año).
• Describir detalladamente el entorno en relación a la fuente emisora, para identificar el área de influencia de las
emisiones de acuerdo a la dirección predominante de los vientos.

ANEXO Nº 2
PUNTO DE CONTROL DE MONITOREO (Emisiones Gaseosas y Calidad de Aire)
Nombre de la Empresa :
Nombre Unidad Operativa:
Nombre del Punto
Clase de Punto: E = Emisor R = Receptor
Tipo de Muestra : L = Liquido G = Gaseosa S =Sólido
Ubicación
Distrito :
Provincia:
Departamento
Cuerpo Receptor:
Cuenca:
Referencia:
COORDENADAS U. T. M.
Norte:
Este:
Altitud: (Metros sobre el nivel del mar)
Zona: (17, 18 ó 19)
Fotografía : Deberá ser tomada a un mínimo de 20 mts. De distancia del punto de monitoreo,
permitiendo reconocer el paisaje.
ANEXO Nº 3
Informe de empresas que realizan actividades de generación
eléctrica que operan menos de 2000 horas al año
Nombre de la Empresa:………………………………
Dirección: ……………………………………………..
Combustible Sólido Líquido Gaseoso
Características físico - químicas M
Combustible
* % en masa de Azufre
* Vanadio ppm (masa)
* %vol. agua y sedimentos
* % en masa Carbón Conradson
Volumen y/o masa de combustible
consumido a condiciones estándar
Tiempo total de funcionamiento, horas
Lugar y fecha: …………………………………………..
Nombre y Firma
Funcionario Autorizado

INFORMACIÓN DE RESPALDO
JUSTIFICACIONES PARA LOS LÍMITES
RECOMENDADOS
Se recomienda aplicar los límites a los motores de ³ 350
Kw. En el Perú hay un número significativo de motores
diesel en la categoría entre 350 Kw y 750 Kw, y cada uno
de éstos emite entre 50 -110 ton/año de NOx. En zonas
con niveles elevados de NOx, u ozono en países como
EEUU y Canadá, aplican los límites a los motores exis-
tentes de 35 Kw. En zonas con niveles aceptables de
NOx u ozono, aplican los límites a los motores existentes
≥≥≥≥≥350 Kw. Generalmente prohiben el uso de motores diesel
de una manera continua a menos que utilicen un cataliza-
dor selectivo para controlar emisiones de NOx.
El valor de 16.0 g/kw-hr (3,000 mg/m³ @ 11% 02
) es el
valor promedio de emisiones de NOx de motores diesel
convencionales sin afinamiento previo. Básicamente, este
valor representa las emisiones de NOx de un motor co-
mún y corriente. El objetivo del límite de 3,000 mg/m³ @
11% 02
para motores en áreas limpias es asegurar que
los motores existentes se mantengan en buen estado. La
mayoría de las muestras de motores diesel tomadas en
1995 en respaldo al proceso de los PAMAs estaban por
debajo de 3,000 mg/m³ @ 11% 02
. Motores que se es-
fuerzan por mantener su carga máxima cuando hay ave-
rías en uno o más cilindros pueden emitir concentracio-
nes de NOx muy altas por las altas temperaturas alcan-
zadas en los cilindros que siguen funcionando.
El límite recomendado para motores ubicados en cen-
tros urbanos o cerca a reservas ecológicas es 550 mg/
m³ @ 11% 02
. Este límite equivale al último límite pro-
puesto por el Banco Mundial para motores ubicados en
áreas con elevados niveles de NOx (≥≥≥≥≥150 µg/m³, 24-hr) u
ozono (≥≥≥≥≥ 120 µg/m³, 8-hr). El Banco Mundial llegó a este
límite después de consultar con los principales fabrican-
tes de motores diesel.
En los últimos seis meses de 1996, DIGESA midió un
promedio de NOx que estaba por encima de 150 µg/m³
en la estación CONACO en Lima. DIGESA midió niveles
de NOx en Arequipa que rebasaban 150 µg/m³ (24-hr)
varias veces durante un estudio de corto plazo en 1996.
Por lo tanto, parece lógico suponer que cualquier zona
urbana en Perú ya tiene problemas con NOx o los tendrá
en corto o mediano plazo.
En realidad, el límite de 550 mg/m³ @ 11% O2
es mode-
rado en comparación al límite propuesto para las turbi-
nas de gas y calderos existentes (275 mg/m³ @ 11 %
O2
). Por otro lado, los motores sin controles emiten dos o
tres veces más NOx que las turbinas de gas por MW
generado, y por tanto el nivel de control exigido en térmi-
nos de "porcentaje de reducción" es muy parecido entre
los motores y las turbinas de gas, alrededor de 80%. Los
motores que se limitan a funcionar ≤≤≤≤≤ 2,000 horas/año tam-
bién logran un "mínimo porcentaje de reducción" de alre-
dedor de 80%, por el hecho de estar apagado aproxima-
damente 80% del tiempo.
Los niveles más exigentes en el mundo para motores diesel
se hallan en California, donde exigen un límite de 125 mg/
m³ @ 11% O2
para motores diesel existentes que se en-
cuentran trabajando en una planta de base. Se exige un
límite tan bajo allá debido a que la zona tiene niveles eleva-
dos de NOx u ozono.Generalmente prohíben el uso de moto-
res diesel en plantas de base en otras partes de EEUU a
menos que utilicen un catalizador selectivo para bajar la con-
centración de NOx por debajo de 550 mg/m³ @ 11% O2
.Pa-
rece que ésta es la práctica en Europa también, como la ma-
yoría de las instalaciones de motores diesel equipos con ca-
talizadores selectivos se encuentran allá.
APLICACIÓN DEL LÍMITE 550 mg/m³ @ 11% O2
: EJEM-
PLO
Se dio a conocer durante las reuniones entre el personal
del MEM y representantes de las centrales térmicas el
21 de Mayo, 1997 que se está instalando una central tér-
mica en Arequipa que a final de cuentas consistirá de
diez motores diesel con una capacidad de 10 MW cada
uno. Se utilizará "bunker" (residual) como combustible, y
no se incorporará ningún tipo de control para NOx.
Arequipa ya ha rebasado los estándares ambientales es-
tablecidos por el MEM y el Banco Mundial para Nox. DI-
GESA ha identificado el parque motor como el principal
causante de emisiones de NOx en Arequipa. Estimó en
su reporte sobre emisiones en Arequipa (Febrero 1996)
que un parque motor de aproximadamente 70,000 vehí-
culos emitió ~5,500 toneladas de NOx en 1995. Si se
supone un factor de emisión de NOx de 16 g/kw-hr para
los motores que se van instalando en Arequipa, emitirán
~14,000 toneladas de NOx por año. Se puede prever que
el problema de NOx en Arequipa se agudice bastante
por el aporte de la central térmica nueva. Si se aplica un
límite de 550 mg/m³ @ 11% O2
a estos motores, el incre-
mento de NOx se bajará a 2,400 toneladas/año. Aunque
se aplica este límite, el incremento todavía representará
el equivalente de las emisiones de 40% del parque motor
existente en Arequipa.
Los motores tienen una eficiencia termal de ~50%, y uti-
lizan un combustible de bajo costo (bunker). En compa-
ración, las turbinas de gas en ciclo simple que se en-
cuentran en las centrales térmicas de Etevensa y Santa
Rosa tienen eficiencias termales de ~30-35%, y utilizan
un combustible relativamente caro (diesel 2). El costo de
generación de electricidad en la planta en Arequipa de-
bería estar por debajo de $0.04/kw-hr. Se tiene entendi-
do que el costo de venta de la electricidad en Arequipa
anda entre $0.10-0.12/kw-hr. La nueva central térmica
parece altamente rentable. El costo de añadir catalizado-
res selectivos de NOx a los motores sumaría a ~2% del
costo instalado de la planta. El costo de amoníaco (hay
que inyectarlo corriente arriba del catalizador) represen-
taría ~2.5% de costo de venta de la electricidad, si se
supone un costo de venta de $0.10/kw-hr. Esto quiere
decir que, si se agrega el costo de la compra e inyección
de amoníaco directamente al costo de venta de la elec-
tricidad, el costo se incrementará de $0.1000/kw-hr a
$0.1025/kw-hr.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS DEL PERU
Opciones de Control de Generación de Electricidad -
Turbinas de Gas Estacionarlas y Fuentes de Combustión Externas
Fuentes: "US EPA 40 CFR 60", subsecciones Da y GG, 1994 World BankThermal Power Plant Emisión Standards "
Visita a Etevensa, ElA para EDEGEL Santa Rosa
I. Estándares Internacionales para Plantas Generadoras de Vapor yTurbinas de Gas Estacionarias:
Estándares Tamaño Combustible Particulado Nox SO2
De la mg/m³ ppm mg/m³ SO2
en SO2
en
Planta @ @ 11% Ambiente Ambiente
11% O2
≤≤≤≤≤ 50 ≥≥≥≥≥ 50
O2
µg/m³ µg/m³
1994 Banco Mundial No Gas 50 100 191 100 100
(borrador) Especificado Liquido 50 142 272 Ton/día TPD "o"
Sobre Plantas Sólido 50 266 509 (TPD) 0.2
Térmicas TPD/M
w
@ 11% O2
@ 11% O2

1978 US ≥ 25 Gas 29 100 191 765 mg/m³
EPA Liquido 27 142 272 725 mg/m³
40CFR60 Sólido 26 266 509 1,021 mg/m³
Subsección Opacidad
Da ≤ 20%
Unidades de Vapor
1987 US 10 < x< 25 Gas 48 50/100 85/191 765 mg/m³
EPA Diesel 45 ó 85/191 725 mg/m³
40CFR60 Petróleo 45 50/100 272 725 mg/m³
Subsección Sólido 43 Ó 509 1,021 mg/m³
Db opacidad 142
Unidades de Vapor <20% 266
1990 US 1.0< X<10 Gas NA 100 191 No Aplicable (NA)
EPA Líquido NA 142 272 453 mg/m³ "o"
40CFR60 Sólido Opacidad 266 509 S ≤ 0.5%
Subsección ≤ 20% 1,021 mg/m³
Dc
Unidades de Vapor
1977 US > 30 Gas Ninguna 139 266 277 ppm @ 11% O2
EPA Líquido 139 266 (738 mg/m³) @ 11 %
40CFR60 O2
Subsección y azufre en
GG Turbinas De Gas Combustible ≤ 0.8%
1977 US EPA 1.0 < x ≤ 30 Gas Ninguna 278 532 277 ppm @ 11% O2
40CFR60 Liquido 278 532 (738 mg/m³ @ 11 %
Subsección O2
)
GG Turbinas y azufre en
De Gas Combustible ≤ 0.8 %
Se asume las siguientes eficiencias técnicas:
1) plantas generadoras de vapor = 33%
2) turbinas de gas estacionarias = 25%
La turbina grande de gas estacionaria (>30 MW) de EDE-
GEL en Santa Rosa ya cumple con los estándares para
turbinas de gas estacionarias establecidos en 1977 por "US
EPA NOx standard". La turbina grande de gas estacionaria
en Etevensa cumplirá con los estándares para turbinas de
gas estacionarias 1977 US EPA NOx " luego de finalizar el
proyecto de aumento de energía mediante inyección de agua
en 1998. Al inyectar agua o vapor a la cámara de combus-
tión de la turbina aumenta la capacidad de producción de
energía de la turbina hasta en 5 por ciento mientras que
disminuye las emisiones de NOx en 80-90 %. La inyección
de agua es añadida a las turbinas en Etevensa para au-
mentar el rendimiento de la instalación, mientras que al mis-
mo tiempo reduce las emisiones de NOx.
La inyección de agua o vapor ha sido empleada por mas
de 20 años para incrementar la producción de energía de
las turbinas mientras reduce las emisiones de NOx en
80-90 %. La inyección de agua o vapor también reduce la
eficiencia de la turbina en 2-5 %.
Otra tecnología actualmente disponible para la reducción
de NOx incluye: 1) cámara de combustión secas para
obtener bajo NOx y 2) reducción catálitica selectiva (SCR).
Actualmente las cámaras de combustión secas para ob-
tener bajo NOx son ofrecidas por todos los principales
fabricantes de turbinas y reducen las emisiones de NOx
a ≤ 25 ppm NOx corregidas a 15 por ciento de O2
.
Las cámaras de combustión secas para obtener bajo NOx
resultan, a la larga, más baratas que la inyección de agua
o vapor para el control de NOx, ya que no requieren sis-
tema de tratamiento de agua o inyectores de agua/vapor.
Las cámaras de combustión secas no imponen ninguna
sanción por ineficiencia de las turbinas. La reducción ca-
talítica selectiva (SCR) requiere la instalación de un ca-
talizador después de la turbina, así como de un sistema
de inyección de amonio antes del catalizador. El amonio
(NH3
) se combina con el NOx en presencia del cataliza-
dor para reducir NOx a N2
y H2
O. Con SCR se puede
obtener tasas de emisión muy bajas de NOx ≤ 25 ppm
NOx corregido a 15 % de O2
.
Todos los principales fabricantes de turbinas han introduci-
do cámaras de combustión catalítica.Éstas pueden conside-
rarse como el siguiente paso tecnológico después de las cá-
maras de combustión secas para obtener bajo NOx. En el
año 2000 probablemente todos los principales fabricantes de
turbinas usarán cámaras de combustión catalítica en las tur-
binas operativas.Las cámaras de combustión catalítica elimi-
nan principalmente la formación de NOx al promover la oxida-
ción del combustible a temperaturas mucho menores que las
producidas en la formación térmica significativa de NOx.Se
proyecta que el costo de las cámaras de combustión catalíti-
ca no sea mayor que el de las cámaras de combustión secas
para obtener bajo NOx.
II. Estándares recomendados para las Plantas Gene-
radoras de Vapor Existentes y las Turbinas de Gas
Estacionarlas ³1.0 MW:
Combustible Particulados NOx SO2
(mg/m³ @ 11% O2
) (mg/m³ @ 11% O2
) (mg/m³ @ 11% O2
)
Gas 100 200 700
O
S en combustible ≤ 0.7%
700
Líquido 100 275 Ó
opacidad ≤ 20% S en combustible ≤ 0.7%
Nota: El límite de opacidad no se aplica durante los períodos de encendido y
apagado de 30 minutos.
lII. Excepciones a los Estándares Propuestos para las
Plantas Generadoras deVapor Existentes y lasTur-
binas de Gas Estacionarias > 1.0 MW:
A. Plantas generadoras de Vapor o Turbinas de Gas Es-
tacionarias que operan menos de 2,000 horas por año.
El operador debe registrar las horas de operación acu-
muladas para calificar y poder acogerse a esta ex-
cepción
IV. Estándares Recomendados para Nuevas Plantas
Generadoras de Vapor y Turbinas de Gas Estacio-
narlas > 1.0 MW:
Se requiere la Mejor Tecnología de Control Disponible
(BACT). La BACT será determinada en cada caso espe-
cífico por el Ministerio de Energía y Minas tomando en
cuenta los avances tecnológicos, impactos ambientales
y económicos, sin embargo en todos los casos la BACT
será por lo menos tan estricta como los estándares de
emisión para las unidades existentes.
Estándares Tamaño Combustible Particulado Nox SO2
De la mg/m³ ppm mg/m³ SO2
en SO2
en
Planta @ @ 11% Ambiente Ambiente
11% O2
≤≤≤≤≤ 50 ≥≥≥≥≥ 50
O2
µg/m³ µg/m³

MINISTERIO DE ENERGÍAY MINAS DEL PERÚ:
Opciones de Control para la Generación de
Electricidad Motores Reciprocantes de
Combustión Interna Estacionarlas (ICEs)
Fuentes: Ministerio de Energía y Minas, Warsila Engi-
nes, MAN B&W engines, U.S. EPA, Siemens
Nox Catalytic Converter, HIS Nox Catalytic
Converter
1. Control de SO2
en Motores Reciprocantes de Com-
bustión Interna Existentes (ICE) que funcionan con
Diesel:
Límite recomendado de azufre en combustible diesel: ≤ 0.7% S
(~700 mg/m³ @ 11% O2
).
Límite recomendado de azufre en petróleo pesado: ≤ 1.5 % S (
~1,500 mg/m³ @ 11% O2
).
lI. Control de NOx de Motores Reciprocantes de Com-
bustión Interna Existentes (ICE) que funcionan con
Diesel:
Se asume que todos los ICE existentes que funciona con
diesel, que son mayores de 350 kw y son alimentados
por turbinas y con enfriamiento intermedio ó
post-refrigerados.
La alimentación por turbinas, con enfriamiento interme-
dio ó post-refrigeración incrementan la eficiencia del motor
diesel y también disminuyen signifícativamente la tasa
de emisión de NOx. Un motor diesel alimentado por tur-
binas con enfriamiento intermedio o post-refrigeración es
el típico caso de motor "no controlado" al cual se le pue-
de aplicar las opciones de control de NOx:
• Retardo en el tiempo de inyección;
• Motor de última generación (por ejemplo, Caterpillar
Serie 3500 B)
• Inyección de agua;
• Emulsión de Diesel/agua;
• Reducción catalítica selectiva (SCR).
Es importante observar que en la mayoría de áreas urba-
nas de los EEUU, y en otros países desarrollados y en
vías de desarrollo, los motores diesel no controlados es-
tán restringidos a ser aplicados sólo como stand-by o
como energía de emergencia. Se requiere que los moto-
res diesel mayores de Diesel 350 kw que funcionan con-
tinuamente en áreas urbanas logren por lo menos el 80-90
por ciento de reducción de NOx. Esto también se aplica
para motores diesel ubicados en cualquier lugar dentro
de un área donde se excede los estándares de emisión
al ambiente para NOx u ozono. La reducción de 80-90 %
de NOx se efectúa en casi todos los casos empleando
SCR.
III. Ejemplo de Análisis Costo-Beneficio para ICE Die-
sel de 1000 Kw:
Opción de Tasa de Emisiones Eficiencia NOx Costo Efectividad
control de Emisión no Con- de Retirado Anual de de costo
NOx de NOx troladas Control (ton/año) Opciones ($/ton)
(g/kwh) de NOx de
(ton/year) Control
Retardo en 16.0 142 25 36 16,000 440
la Inyección (20-30)
Motor de 16.0 142 45 64 NA —
Última (40-50) (sólo
Generación nuevos)
Emulsión de 16.0 142 50 71 40,000a
560
Diesel/H2
O (40-60)
Emulsión de
Nafta/H2
O
Inyección de 16.0 142 50 71 40,000 560
Agua (50-70)
SCR 16.0 142 90 128 50,000- 390-1,020
(80-95) 131,000
a. El vendedor indica que el ahorro de combustible es el
mismo que para combustible diesel se requiere modi-
ficaciones menores para usar el combustible.
b. Los valores más bajos representan los estimados del
vendedor (HIS, Siemens), los valores más altos son
estimados conservadores de EPA.
Wartsila ha desarrollado un inyector tanto de agua como
de diesel simultáneamente a través de dos circuitos pa-
ralelos. Este sistema tiene la ventaja de un costo inicial
bajo, $3,000 a $5,000 por cilindro, y es capaz de conse-
guir un porcentaje de control de NOx de 50-70 % a una
relación de H2
O: combustible de 1:2. Este sistema inyec-
tor está disponible actualmente sólo a través de Wartsila,
sin embargo es probable que otro vendedor principal de
diesel ofrecerá alguna variante de esta modificación den-
tro de uno a dos años.
En los motores diesel cuyo sistema inyector no es ade-
cuado, se puede emplear las emulsiones de H2
O: com-
bustible o de nafta/H2
O para reducir las emisiones de
NOx en aproximadamente 50%. Caterpillar está apo-
yando la comercialización de combustible con emulsión
de nafta/H2
O que puede emplearse en motores diesel
y gasolina, y MAN B&W ha desarrollado una emulsión
de diesel/H2
O para emplear en los motores diesel de la
compañía.
Los principales fabricantes de ICEs de combustible dual
o a gas han desarrollado diseños de pre-cámaras de com-
bustión que reducen bastante las emisiones de NOx. Por
ejemplo, un importante fabricante de ICE que emplea
combustible dual o a gas garantiza emisiones de NOx de
< 1.4 g/kw-h para ICES con motores de combustible dual
y 0.7 g/kw-h para ICEs a gas. El costo inicial para ambos
ICEs es sólo ligeramente mayor al de los ICEs conven-
cionales, siendo $80-90/kw versus $70/kw. En muchos
casos los sistemas electrónicos mejorados de control de
emisión y la mezcla de combustible y aire empleados con
los ICEs que producen NOx dan como resultado un au-
mento en el ahorro de combustible comparado con los
ICEs convencionales, además de reducir el impacto eco-
nómico de cualquier diferencia en el costo inicial entre
los dos tipos de motores.
En plantas generadoras de electricidad que emplean ICEs
como motor primario, generalmente el costo de los ICEs
representa sólo aproximadamente el 15-20 por ciento del
costo total de una nueva planta. El uso de SCR para con-
trolar las emisiones de NOx provenientes de ICEs que
funcionan con diesel en dicha planta puede aumentar el
costo de los ICEs en 5-10 por ciento, sin embargo esto
se traduce en sólo 1-2 por ciento del costo instalado total
de la planta generadora de energía eléctrica. Este au-
mento de 1-2 % en el costo de la planta instalada se
traduce en una reducción del 90 % de las emisiones de
NOx.
IV. Estándares del Banco Mundial de 1997 para ICEs
que funcionan con diesel, combustible dual y gas:
Ubicación Particulados NOx SO2
[mg/m³ @ 11% O2
] [g/km-hr] [ppm @ [mg/m³ @ [mg/m³ @
11% O2
] 11% O2
] 11% O2
]
Áreas dentro de Tamaño de la Planta 13.0 1,300 2,500 700 ó S en
los Límites ³ 50 Mw: 100 combustible
Calidad de aire Otras: 200 ≤ 0.7%
en el ambiente
Áreas con las Tamaño de la Planta 2.9 290 550 700 ó S en
Siguientes ≥≥≥≥≥ 50 Mw: 100 combustible
Concentraciones Otras : 200 ≤ 0.7%
Ambientales:
NOx, ≥≥≥≥≥ 150
µg/m³ (24-h) or
O3
≥≥≥≥≥120 µg/m³
(8-h)
03012

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