EPA-452/F-03-062
Hoja de Datos- Tecnologia de Control
de la Contaminacion del Aire
Nombre de la Tecnologia: Reduccion Selectiva No Catalitica (Selective A/on- Catalytic Reduction, SNCR)
Tipo de Tecnologia: Dispositive de Control - Reduccion Quimica de un contaminante por medio de un
agente reductor.
Contaminantes Aplicables: Oxidos de Nitrogeno (NOx)
Limites de Emision Alcanzables/Reduccion: Los niveles de reduccion de NOX varian del 30% al 50%
(EPA, 2002). Pueden alcanzarse reducciones de 65% a 75% con SNCR aplicada en conjunto con controles
de combustion, tales como los quemadores de bajo NOx (ICAC 2000).
Tipo de Fuente Aplicable: Punto.
Aplicaciones Industrials Tipicas: Hay cientos de sistemas de SNCR instalados comercialmente en un
rango amplio de configuraciones de calderas incluyendo: calderas de fondo seco, de pared de fuego y de
fuego tangencial, unidades de fondo humedo, de fuego atizado y unidades de lecho fluidizado. Estas
unidades queman una variedad de combustibles tales como carbon, combustoleo, gas, biomasa y residues.
Otras aplicaciones incluyen incineradores termicos, unidades de combustion de residues solidos municipales
y peligrosos, hornos de cemento, calentadores de procesos y chimeneas de vidrio.
Caracteristicas de la Emision:
a. Tamafio de la Unidad de Combustion: En los Estados Unidos, la SNCR ha sido aplicada a
calderas y otras unidades de combustion variando en tamano de 50 a 6,000 MMBtu/hr (5 a
600MW/hr) (EPA, 2002). Hasta hace poco, era dificil obtener altos niveles de reduccion de NOx
en unidades mayores de 3,000 MMBtu (300 MW) debido a las limitaciones en el mezclado. Las
mejoras en la inyeccion de la SNCR y en los sistemas de control han resultado en reducciones
altas de NOX (> 60%) en calderas generadoras de electricidad mayores de 6,000 MMBtu/hr
(600MW). (ICAC, 2000).
b. Temperatura: La reaccion de reduccion de NOX ocurre a temperaturas entre los 1600F y los
21 OOF (870C a 1150C) (EPA, 2002). Pueden agregarse al reactive sustancias quimicas
patentadas, conocidas como aditivos o mejoradores para bajarel rango al cual ocurre la reaccion
de reduccion de NOX.
c. Carga de Contaminantes: La SNCR tiende a ser menos efectiva en bajos niveles de NOX no
controlado . Los niveles tipicos de NOX no controlado varian de 200 ppm a 400 ppm (NESCAUM,
2000). La SNCR es mas adecuada que la Reduccion Catalitica Selectiva (Selective Catalytic
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Reduction, SCR) para aplicaciones con altos niveles de materia particulada (MP) en la corriente
de gas residual.
d. Otras Consideraciones: El escabullimiento de amoniaco se refiere a las emisiones de amoniaco
no reaccionado que resulta de la reaccion incompleta del NOX y del reactive. El escabullimiento
de amoniaco puede causar: 1) formacion de sales de amoniaco, los cuales pueden tapar o corroer
los componentes del sistema corriente abajo, 2) la absorbcion de amoniaco en la ceniza flotante,
la cual puede afectar la disposition o reutilizacion de la ceniza, y 3) aumento de la visibilidad de
pluma de contaminante. En los Estados Unidos, los niveles permitidos de escabullimiento de
amoniaco son tipicamente de 2 a 10 ppm (EPA, 2002). El escabullimiento de amoniaco a estos
niveles no resulta en la formacion de pluma de contaminante ni en peligros para la salud. La
optimizacion del proceso despues de la instalacion puede disminuir los niveles de escabullimiento
de amoniaco.
El oxido nitroso (N2O) es un subproducto formado durante la SNCR. La reduccion con base de
urea genera mas N2O que los sistemas de base en amoniaco. Como maximo, el 10% del NOX
reducido en la SNCR con base de urea se convierte a N2O. El oxido nitroso no contribuye a la
formacion de ozono ni de acido a nivel del suelo. (ICAC,2000)
Requisites del Pre-tratamiento de las Emisiones: Ninguno
Informacion de Costos: Los costos son expresados en dolares del 1999. (NESCAUM, 2000 y ICAC, 2000)
La dificultad de la reconversion de la SNCR en calderas grandes de carbon ya existentes es considerada
minima. Sin embargo, la dificultad incrementa significativamente en calderas pequenas y unidades de
paquete. La principal preocupacion es la disponibilidad del espacio adecuado en la pared dentro de la
caldera para la instalacion de los inyectores. Puede ser necesario mover o retirar tuberias y asbesto
existentes de la coraza de la caldera. Ademas, debe disponerse de espacio adecuado adyacente a la
caldera para el sistema de distribution y para realizar mantenimiento. Esto puede requerir la modification
de los conductos y de otros equipos de la caldera.
Un desglose tipico de los costos anuales para calderas industriales seria de 15% a 35% para el capital de
recuperation y de 65% a 85% para gastos de operacion (ICAC, 2000). Puesto que la SNCR es una
tecnologia dominada por los gastos de operacion, su costo varia directamente con los requisites de
reduccion de NOx y el uso del reactive. La optimizacion del sistema de inyeccion despues del arranque
inicial puede reducirel uso del reactive, y subsecuentemente, los costos de operacion. Las mejoras recientes
en los sistemas de inyeccion de SNCR tambien han reducido los costos operatives.
Hay una gran gama de opciones efectivas en costo para la SNCR debido a las diferentes configuraciones
de calderas y las condiciones especificas de cada sitio, aun dentro de una misma industria dada. La
efectividad de costo es impactada primordialmente por el nivel de NOX no controlado, la reduccion de
emisiones requerida, el tamano de la unidad y la eficiencia termica, la vida economica de la unidad y el grado
de dificultad de la reconversion. La efectividad de costo de la SNCR es menos sensible al factor de
capacidad que la SCR
Frecuentemente, se requiere el control de NOX solamente durante la temporada de ozono, tipicamente
desde Junio a Agosto. Ya que los costos de la SNCR son una funcion de los costos de operacion, la SNCR
es una option de control efectiva durante las reducciones estacionales de NOX.
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A continuation, se presentan los costos para calderas industriales mayores de 100 MMBtu/hr.
a. Costo Capital : 900 a 2,500 $/MMBtu/hr (9,000 a 25,000 $/MW)
b. Costo de Operacion y Mantenimiento (O&M): 100 a 500 $/MMBtu/hr (1,000 a 5,000 $/MW)
c. Costo Anual: 300 a 1,000 $/MMBtu/hr (3,000 a 10,000 $/MW)
d. Costo por Tonelada de Contaminante Removido:
Control Anual: 400 a 2,500 $/ton de NOX removido
Control Estacional: 2,000 a 3,000 $/ton de NOX removido
Teoria de la Operacion:
La SNCR esta basada en la reduction quimica de la molecula de NOX a nitrogeno molecular (N2) y
vapor de agua (H2O). Un agente reductor (reactive), a base de nitrogeno, tal como el amoniaco 6 la
urea, se inyecta en el gas despues de la combustion. Se favorece la reaction de reduction con NOX
sobre otras reacciones quimicas, a temperaturas que varian entre los 1600°F y los 2100°F (870°C a
1150°C), por lo tanto, es considerado un proceso quimico selective (EPA, 2002).
Ambos, el amoniaco y la urea son usados como reactivos. Los sistemas de base de urea tienen ventajas
sobre los sistemas de base de amoniaco. La urea no es toxica, es un liquido menos volatil y puede ser
almacenado y manejado con mayor seguridad. Las gotas de la solution de urea pueden penetrar mas
adentro en el gas de combustion cuando se inyectan dentro de la caldera, mejorando el mezclado con el
gas, lo cual es dificil en calderas grandes. Sin embargo, la urea es mas cara que el amoniaco. La razon
estequiometerica normalizada (Normalized Stoichiometric Ratio, NSR) define la razon de reactive a NOx
requerida para alcanzar la meta de reduction de NOX. En la practica, se necesita inyectar al gas en la
caldera, mas reactive que la cantidad teorica para obtener un nivel especifico de reduction de NOX.
En el proceso de la SNCR, la unidad de combustion actua como una camara de reaction. El reactive es
generalmente inyectado dentro de las regiones radiantes y convectivas del supercalentador
y del recalentador, donde la temperatura del gas de combustion esta dentro del rango requerido. El sistema
de inyeccion esta disenado para promover el mezclado del reactive con el gas de combustion. El numero
y la ubicacion de los puntos de inyeccion estan determinados por los perfiles de temperatura y los patrones
de flujo dentro de la unidad de combustion.
Ciertas aplicaciones son mas adecuadas para la SNCR debido al diseno de la unidad de combustion. Las
unidades con temperaturas de salida del fogon de 1550°F a 1950°F (840°C to 1065°C), con tiempos de
residencia mayores a un segundo y con altos niveles de NOX no controlado son buenos candidates.
Durante la operation con baja carga, la ubicacion de la temperatura optima sube dentro del interior de la
caldera. Para las operaciones con cargas bajas, se requieren puntos adicionales de inyeccion. Para bajar
el rango de temperatura al cual ocurre la reaction de reduction de NOx, pueden agregarse mejoradores al
reactive. El uso de los mejoradores reduce la necesidad de puntos de inyecciones adicionales.
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Ventajas:
Los costos de capital y de operacion estan entre los mas bajos entre todos los metodos de
reduccion de NOX.
La reconversion de la SNCR es relativamente simple y requiere poco tiempo de paro en
unidades grandes y medianas.
Es efectivo en costo para uso estacional o aplicaciones de carga variable.
Acepta corrientes de gas residual con niveles altos de MP.
Puede aplicarse con controles de combustion para proporcionar mayores reducciones de NOX.
Desventajas:
La corriente de gas debe estar dentro de un rango de temperatura especifico.
No es aplicable a fuentes con bajas concentraciones de NOX tales como las turbinas de gas.
Menores reducciones de NOX que con la Reduccion Selectiva Catalitica (SCR).
Puede requerir limpieza del equipo corriente abajo.
Resulta en amoniaco en la corriente del gas residual, lo cual puede impactar la visibilidad en
la pluma y la reventa o la disposition de la ceniza.
Referencias:
EPA, 1998. U.S. Environmental Protection Agency, Innovative Strategies and Economics Group, "Ozone
Transport Rulemaking Non-Electricity Generating Unit Cost Analysis", Prepared by Pechan-Avanti Group,
Research Triangle Park, NC. 1998.
EPA, 1999. US Environmental Protection Agency, Clean Air Technology Center. "Technical Bulletin:
Nitrogen Oxides (NOX), Why and How They Are Controlled". Research Triangle Park, NC. 1998.
EPA, 2002. U.S. Environmental Protection Agency, Office of Air Quality Planning and Standards. EPA
Air Pollution Control Cost Manual, Section 4 Chapter 1. EPA 452/B-02-001. 2002.
http://www. epa. gov/ttn/catc/dir1/cs4-2ch 1. pdf
1C AC, 2000. Institute of Clean Air Companies, Inc. "White Paper: Selective Non-Catalytic Reduction
(SNCR) for Controlling NOX Emissions". Washington, D. C. 2000.
NESCAUM, 2002. Northeast States for Coordinated Air Use Management. "Status Reports on NOX
Controls for Gas Turbines, Cement Kilns, Industrial Boilers, and Internal Combustion Engines:
Technologies & Cost Effectiveness". Boston, MA. 2002.
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