Trabajo de Investigación:

Tecnologías Modernas de Plantas Termoeléctricas a Carbón,

Impacto en el Medio Ambiente y Costos

 

 

 

 

Curso:              IEN 3320 – Mercados Energéticos

Profesor:         Hugh Rudnick

Alumnos:         Camilo Quiroga

Fecha:                         29/Septiembre/2008

 

 

 



1         Introducción

El carbón ha sido durante años el combustible más utilizado para la generación de vapor, y consecuentemente, de electricidad. Debido a las características de su combustión y manejo, las tecnologías tradicionales han estado asociadas a grandes emisiones atmosféricas y considerables producciones de residuos sólidos, como ceniza y escoria.

 

Además, las eficiencias termodinámicas alcanzadas se mantenían acotadas, principalmente por el hecho de que el carbón era un combustible relativamente barato, homogéneo y altamente disponible.

 

Debido a incrementos en la demanda por energía y a regulaciones ambientales más exigentes, el uso del carbón en tecnologías más eficientes y menos contaminantes ha pasado de una inquietud científica a una necesidad para la sociedad.

 

En este sentido, el presente documento aborda de manera descriptiva tecnologías modernas de utilización de carbón como combustible para la generación de electricidad. Complementariamente, se analizan los costos involucrados a la implementación y operación de dichas tecnologías, y cómo estos costos pueden ser afectados por agentes externos a la tecnología misma.

 

Finalmente, se hace un análisis de los impacto ambientales asociados a las Centrales Termoeléctricas. El enfoque del análisis ambiental es relativo a las particularidades de las variedades abordadas en este documento, donde además se describen impacto que no dependen directamente de la tecnología sino también del sitio donde se implemente la nueva unidad de generación.

 


2         Tecnologías

Por años, el carbón ha sido utilizado como combustible para la generación de vapor, el cual es usado, entre otras cosas, para la generación de electricidad. Las tecnologías presentadas a continuación corresponden a tecnologías desarrolladas y utilizadas recientemente en centrales de generación, las que consideran mayores eficiencias así como menores residuos e impactos que sus predecesoras.

 

El desarrollo de la tecnología ha implicado que las diversas variantes tengan una serie de componentes comunes, marcando la diferencia en la forma en la cual la caldera realiza su proceso de combustión y cómo son aprovechados los gases de la combustión. Sin embargo, el manejo del combustible, los condensadores, las turbinas y el manejo de los residuos y emisiones pueden ser similares entre las tecnologías descritas, tal como se verá más adelante.  

 

A continuación se presentan las características generales de cada tecnología y los costos de implementación, operación y mantención asociados. También se indica si tienen capacidad de considerar sólo carbón (bituminoso, sub bituminoso o antracita) o bien operar en conjunto con otros combustibles sólidos, como carbón de petróleo (“petcoke”), biomasa (desechos forestales como corteza, aserrín, despuntes o viruta) y lodos provenientes de plantas de tratamiento.

 


2.1      Carbón Pulverizado de Alta Eficiencia

El carbón pulverizado es un tecnología que data desde hace más de medio siglo, la cual reemplazó como estándar a las calderas con quemadores de parrilla. Los avances en este tipo de calderas corresponden al diseño y operación de aquellas que funcionan en el rango supercrítico del vapor, denominadas calderas supercríticas (e.g. vapor a 240 bar y sobre 565 °C), donde el principal beneficio es la mayor eficiencia alcanzada respecto a sus predecesoras, las calderas de carbón pulverizado subcríticas (e.g. 160 bar y 540 °C). De hecho, el desarrollo de esta tecnología seguiría esta tendencia, considerando que ya se están planificando las centrales ultrasupercríticas.

 

2.1.1       Componentes

A continuación se describen los componentes principales del sistema, que funciona de acuerdo al Ciclo de Rankine.

 

a) Almacenamiento y Manejo del Carbón

El carbón es recibido en una cancha, abierta o cubierta, la cual tiene capacidad suficiente como para almacenar el combustible necesario para el funcionamiento de la planta por días o semanas. La gestión del combustible, en el caso de utilizar más de un tipo, se hace de manera tal de mantener cubierto el requerimiento energético.

 

De forma previa a su ingreso en la caldera, el carbón pasa por un proceso de conminución, hasta obtener un tamaño óptimo para la combustión. Luego, el carbón pulverizado (típicamente, 80 % bajo malla 200) es almacenado en un silo, desde el cual se alimentarán los quemadores de la cámara de combustión de la caldera.

 

b) Caldera a Vapor

El carbón pulverizado es introducido hasta los quemadores mediante suspensión de aire (aire primario) y, una vez introducido en la caldera, se incorpora aire (aire secundario) en la cantidad necesaria para producir la combustión completa del carbón. Tanto el aire primario como el aire secundario se calientan previamente por medio de un calentador regenerativo que usa el calor de los gases de escape de la combustión. De esta forma, los gases de la combustión calientan el agua que es circulada por el interior, transformándola en vapor a alta temperatura y presión (condición supercrítica, como ya se ha mencionado).

 

En la siguiente figura se ilustra una caldera a carbón pulverizado.

 


Figura 1           Caldera a Carbón Pulverizado

 

 

c) Turbina y generador

El vapor a alta presión y temperatura proveniente de la caldera es conducido a la turbina, donde se hace pasar haciendo girar los álabes. A su vez, el eje al que están conectados los álabes mueve al generador eléctrico, mientras el vapor que ha pasado se expande perdiendo temperatura y presión.

 

Desde el generador, la electricidad obtenida es llevada a los transformadores, para luego ser despachada.

 

d) Condensador

Desde la turbina, el vapor que sale ingresa al condensador donde, mediante intercambio térmico con ductos que se mantienen a una baja temperatura gracias a un flujo de agua fría en contracorriente, es condensado obteniendo como resultado agua caliente la cual es aprovechada como agua de reposición (make up) para la caldera. El condensador es necesario para lograr una operación eficiente al generar un gran diferencial de presión del vapor, bajando la presión de salida.

 

Se requiere un flujo constante de agua de baja temperatura en los tubos del condensador para mantenerlo a una presión adecuada y asegurar así la generación de electricidad a una mayor eficiencia. Durante el proceso de condensación el agua de enfriamiento se entibia, por lo cual se requiere de un manejo adicional de ésta, lo que termina definiendo la forma de enfriamiento de la central. En un sistema de enfriamiento abierto, el agua tibia se retorna a la fuente de agua (mar, río o lago).  En un sistema de enfriamiento cerrado, el agua tibia es enfriada y devuelva al condensador, lo cual se efectúa mediante torres de enfriamiento o mediante un intercambiador de calor que utiliza grandes masas de agua, (mar, río o lago), donde el calor adicional que ha adquirido el agua es transferido al aire.  Usualmente se utilizan sistemas de enfriamiento cerrado, ya que sólo requiere un pequeño monto de agua adicional (1/20 del agua consumida por un sistema abierto).

 

e) Sistemas de Control de Emisiones

Del proceso de combustión realizado en la caldera, se generan gases de combustión y material particulado, los cuales deben ser tratados de forma previa a ser emitidos a la atmósfera por la chimenea. El detalle de los sistemas de abatimiento de emisiones se aborda en el punto 3.1 del presente documento.

 


Figura 2        Diagrama de Funcionamiento Ciclo Rankine, con Caldera a Carbón Pulverizado

 

 

2.1.2       Variedades

Dentro de las distintas alternativas de calderas a carbón pulverizado, se destacan los siguientes tipos:

 

§        Quemador tangencial

§        Fogón horizontal (o de pared)

§        Sistema de combustión Vertical (o de arco)

 


2.2      Lecho Fluidizado

 

La principal diferencia de estas centrales termoeléctricas respecto del sistema anteriormente descrito radica en su caldera, la cual posee un sistema denominado lecho fluidizado. El combustible sólido es reducido de tamaño y se combina con caliza molida en el quemador, para luego introducir la mezcla al hogar donde ocurre la combustión. Complementariamente, al proceso se le incorpora una corriente forzada de aire, la cual mantiene suspendida la mezcla dentro de la cámara de combustión, estado de flotación en el cual los sólidos logran moverse libremente comportándose como un fluido.

 

Dentro de las ventajas de este sistema destacan el hecho que la combustión se realiza a menores temperaturas, lo cual implica una menor generación de óxidos de Nitrógeno (NOx). A su vez, el azufre presente en el combustible reacciona con la caliza de la mezcla para formar yeso, sólido que posteriormente es fácilmente removido por el equipo de abatimiento de material particulado, equipo donde también son removidas las cenizas de material liviano (fly ash) generadas como residuo de la combustión en la caldera.

 

Su principal ventaja está en que pueden utilizar combustibles más sucios y de menor poder calorífico. Por una parte, gracias a las propiedades del lecho, los combustibles con mucha ceniza, alto contenido de azufre o mezclados de forma heterogénea requieren menos preparación y mantención en comparación a los quemadores de carbón pulverizado. Así mismo, el mismo proceso de combustión permite incorporar combustibles más húmedos, como biomasa y lodos, obteniendo eficiencias globales similares a las del carbón pulverizado.

 

A excepción de la caldera, el resto de los componentes principales es similar, debiendo considerarse además el almacenamiento y manejo de la caliza, requerida para el proceso de combustión en la caldera, como se mencionó anteriormente.

 

2.2.1       Variedades

2.2.1.1       Según tipo de Lecho

Existen dos tipos de calderas de lecho fluidizado, que se clasifican en función del parámetro R que indica la cantidad de material (R) que es recirculado entre el material que se introduce en el lecho. De esta forma, si está en rango 0<R<1 se le denomina Lecho Fluidizado Estacionario o Burbujeante, mientras que si se encuentra entre 1<R<20 se llama Lecho Fluidizado Circulante, los cuales son descritos a continuación.

 

a) Lecho Fluidizado Burbujeante

Debido a la menor inercia que hay presente en la cámara de combustión, su uso está orientado a combustibles con mayores contenidos de ceniza volátiles y/o con mayor contenido de humedad. Dentro de sus ventajas destacan que la temperatura de combustión es más baja, logra una buena transferencia de calor y evita la formación de otros gases contaminantes como halógenos.

 

Se usa frecuentemente para generar vapor en instalaciones que necesiten usar directamente dicho insumo, como en la industria, en aserraderos o en plantas de celulosa. Eventualmente, se considera la adición de turbinas para cogenerar aprovechando el calor excedentario.

 

b) Lecho Fluidizado Circulante.

Si bien es de mayor complejidad en cuanto a su operación, posee una mejor mezcla de los sólidos lo que implica una mejor desulfuración y un menor requerimiento de caliza. Además, la temperatura se mantiene constante en todo el ciclo, se generan menos pérdidas en el hogar y las emisiones de NOx son menores.

 

En este tipo de unidades se privilegia el uso de combustibles sólidos de mejor calidad, como carbones y petcoke, con mayor poder calorífico y menos cenizas volante.

 

 

LF Circulante

 

LF Burbujeante

 

Figura 3           Tecnologías de Lecho Fluidizado, según tipo de combustión

 

 

2.2.1.2       Según Presión de Trabajo

El origen de esta tecnología consideraba la combustión efectuada a una presión similar a la atmosférica, sin embargo, los avances en esta tecnología han conducido su desarrollo hacia unidades que trabajan con cámaras presurizadas (10 a 20 veces la presión atmosférica). De esta forma, a mayores presiones se obtienen eficiencias más altas, ya que los gases de combustión a alta presión son enviados a una turbina a gas, mientras que el vapor recalentado se envía a una turbina a vapor, generando así un ciclo combinado.

 


2.3      Gasificación Integrada en Ciclo Combinado

Una alternativa a la combustión de carbón es su gasificación. Cuando el carbón entra en contacto con vapor y oxígeno, se producen reacciones termoquímicas que generan un gas combustible compuesto principalmente por monóxido de carbono (CO) e hidrógeno (H2), llamado gas sintético (syngas). Dicho gas es utilizado para alimentar un sistema denominado Ciclo Combinado, el cual combina una turbina alimentada a vapor con otra turbina alimentada directamente de los gases de combustión, tecnología que en conjunto se denomina Gasificación Integrada en Ciclo Combinado (GICC). El principio de funcionamiento de esta tecnología no es nuevo, sin embargo el uso de gas de síntesis como combustible sí es una aplicación reciente.

 

El ciclo de generación comienza con las turbinas a gas, las que aprovechan los gases de combustión para generar electricidad. Éstas operan según un ciclo de compresión de aire, combustión interna de un combustible líquido o gaseoso (gas sintético, en este caso), y expansión de los gases de combustión a alta temperatura, lo cual se conoce como Ciclo de Brayton. Las turbinas de gas operan con una temperatura de entrada muy elevada, hasta 1.200ºC, pero al mismo tiempo las temperaturas de los gases de escape son muy altas, de 500-600ºC, de forma que el proceso no está optimizado desde el punto de vista del rendimiento.

 

Por lo anterior, el mencionado gas de escape se conduce hacia una caldera recuperadora, donde se aprovecha el calor residual para calentar agua y generar vapor. Luego, el vapor generado en la caldera recuperadora se hace pasar por una turbina a vapor, haciéndola girar (de forma análoga al Ciclo de Rankine descrito anteriormente) y generando así electricidad. En el siguiente diagrama se ilustra el funcionamiento del ciclo completo operando con gas de síntesis, el cual presenta una eficiencia de entre 40% a 50% (el funcionamiento a gas natural del ciclo combinado alcanza el 57% de eficiencia).

 

Figura 4           Diagrama de Funcionamiento Ciclo Combinado

 

2.3.1       Variedades

Respecto a las tecnologías en la forma en la cual se obtiene el gas de síntesis a partir de carbón, existen tres grandes tipos en los cuales se clasifican los gasificadores.

 

a) Lecho fijo

El carbón se alimenta seco por la parte superior del reactor, para luego descender lentamente reaccionando con los gases que fluyen en contracorriente a través del lecho. De esta forma, el carbón experimenta de manera progresiva los procesos de secado, calentamiento, pirólisis, gasificación y combustión. Las cenizas pueden extraerse secas o fundidas. El gas producto tiene baja temperatura (400-500ºC), y contiene cantidades importantes de alquitranes y aceites.

 

Figura 5           Gasificador de Lecho Fijo

 

b) Lecho Fluidizado

Las partículas de combustible se introducen en un flujo ascendente de gas, en el que se encuentran suspendidas mientras se produce la reacción (ver punto 2.2). La temperatura de operación es inferior a la de fusión de las cenizas del combustible (800-1.050ºC), para que éstas se puedan descargar en forma seca o aglomerada.

 

Figura 6           Gasificador de Lecho Fluidizado

 

c) Lecho Arrastrado

El carbón y los agentes gasificantes fluyen en la misma dirección, con velocidades muy superiores a las que se dan en el resto de tipos antes descritos. La alimentación del carbón pulverizado, que puede ser seca (con nitrógeno) o húmeda (en mezcla con agua), se realiza a través de quemadores de oxidación parcial. La temperatura de operación es muy elevada (1.200-1.600ºC), y las cenizas se extraen fundidas por la parte inferior.

 

Figura 7           Gasificador de Lecho Arrastrado

 

 


3         Costos de las Plantas Termoeléctricas

El costo asociado a una central termoeléctrica considera dos componentes principales. Por una parte, está es costo de inversión, el que considera todos los esfuerzos necesarios antes de comenzar el proceso de operación de la planta, incluyendo desde el costo de las obras civiles, los equipos y componentes auxiliares, hasta el gasto asociado a estudios, mano de obra y obtención de permisos. Complementariamente, las centrales implican un gasto asociado durante su vida útil, relativo a su operación (combustible, otros insumos y gastos de personal) y mantención.

 

3.1      Costos de Inversión

Durante años, la industria había mantenido una tendencia a la baja en cuanto a los costos de inversión, debido a mejoras tecnológicas en la construcción de las unidades, mayor grado de estandarización (unidades tipo) y disponibilidad de recursos. Sin embargo, en los últimos cuatro años, los costos han experimentado un alza sostenida debido a dos factores principales: incremento del precio del petróleo y poca disponibilidad de materias primas.

 

En el caso del petróleo, los recursos asociados a la implementación de cualquier obra civil dependen fuertemente del citado combustible, por lo cual los costos de producción de los insumos y materiales, los costos del transporte y en menor medida los salarios del personal involucrado, se han incrementado a medida que ha subido el precio del hidrocarburo.

 

Por otra parte, uno de los principales insumos para la construcción de los equipos y componentes de una central termoeléctrica de cualquier tipo es el acero, material que ha bajado su disponibilidad debido a una sobredemanda a nivel mundial, lo que se suma a la menor disponibilidad de materias primas para su manufactura: níquel, hierro y cobre.

 

Una manera de visualizar el incremento que ha experimentado el costo de inversión se presenta a continuación el siguiente gráfico, que corresponde al Índice de Costos por Potencia Instalada (PCCI, Power Capital Cost Index), desarrollado por la consultora IHS CERA (ver 6.1.3). El indicador, equivalente al índice de precios al consumidor, sirve para proyectar el incremento que han experimentado los costos de implementar una central de generación.

 

Gráfico 1         Índice de Costos por Potencia Instalada

(año 2000 corresponde a situación base)

 

Considerando lo anteriormente indicado, se presentan a continuación los rangos asociados a la implementación de los tipos de plantas termoeléctricas considerados en el presente documento.

 

Tabla 1 Costos de Inversión Centrales Termoeléctricas Modernas (US$/kW)

Costo

Carbón Pulverizado

(caldera Supercrítica)

Lecho Fluidizado

Gasificación Integrada

Al año 2004

1000-1500

1250-1700

1600-2000

Proyección al año 2008

1600-2400

2000-2600

2500-3200

 

 

3.2      Costos de Operación y Mantención (O & M)

Los costos de operación corresponden a los gastos que el operador de la central requiere incurrir para que esta funcione a lo largo del año, siendo su principal componente el precio del carbón. A su vez, la mantención de las instalaciones y equipos varía en cuanto a tiempo y costos dependiendo de la tecnología. En la siguiente tabla se presentan los costos representativos.

 

Tabla 2            Costos de O & M en Centrales Termoeléctricas Modernas

Costos

Carbón Pulverizado

(Caldera Supercrítica)

Lecho Fluidizado

Gasificación Integrada

Costo O&M (US$/MW-año)

40-45

42-72

52-90

Costo O&M (US$/MWh)

4.5-8

4-7

5-8

Referencias:        6.1.4 , 6.1.5 y 6.1.6

 

La variabilidad presente en los valores de la tabla anterior, se debe a las fuentes utilizadas. Los valores más bajos corresponden al año 2008 (7.1.4), mientras que los más elevados a la referencia a 2004 (7.1.5), lo que se debe a avances en el desarrollo de dichas tecnologías y a la incertidumbre producida por el precio del petróleo, al cual se encuentran indexados los insumos que definen los costos.

 

A su vez, los costos de los combustibles, en base a sus respectivos rendimientos, varían de un tipo de tecnología a otra.

 

Tabla 3            Costos de combustibles en Centrales Termoeléctricas Modernas

Costos

Carbón Pulverizado

(caldera Supercrítica)

Lecho Fluidizado

Gasificación Integrada

Costo combustible (US$/MWh)

14.5

13.5

13

 

 

 

 

 

 

 


4         Impactos Ambientales Asociados

De acuerdo a lo indicado en la normativa vigente en nuestro país, Ley Nº19.300 Sobre Bases Generales del Medio Ambiente, en su artículo Nº2, letra k), se defina impacto ambiental como “la alteración del Medio Ambiente, provocada directa o indirectamente por un proyecto o actividad en un área determinada”. Complementariamente, en la letra ll) del mismo artículo, se define Medio Ambiente como “el sistema global constituido por elementos naturales y artificiales de naturaleza física, química o biológica, socioculturales y sus interacciones, en permanente modificación por la acción humana o natural y que rige y condiciona la existencia y desarrollo de la vida en sus múltiples manifestaciones”.

 

De esta forma, se analizan a continuación los impactos ambientales que las centrales termoeléctricas pueden generar en los distintos componentes del medio ambiente. Adicionalmente, se entregan los antecedentes relativos a las formas de mitigar dichos impactos, según cada tecnología de generación y/o tipo de impacto.

 

 

4.1      Medio Físico

4.1.1       Componente: Calidad del Aire

El principal impacto corresponde a los efectos en la salud de la población y/o de los recursos naturales debido al aumento temporal de la concentración ambiental de material particulado y de gases. Dicho incremento en las concentraciones ambientales se debe principalmente por las emisiones directas y difusas de las centrales, lo que corresponde a uno de los impactos más comunes y extendidos de este tipo de central.

 

4.1.1.1       Normas de Calidad del Aire

Para definir el impacto o cuantificar este impacto, se comparan los niveles de concentraciones ambientales obtenidos con los límites de las normas aplicables de cada uno de los contaminantes a considerar. En la siguiente tabla, se resumen las normas aplicables en Chile para los contaminantes que típicamente son emitidos por las centrales.

 


Tabla 4                        Normas de Calidad del Aire en Chile

 

Contaminante

 

Límite Norma

 

Unidad

 

Período de Aplicación la Norma

 

Material Particulado Respirable

(MP10)+

150

µg/m3

Percentil 98 de la media aritmética diaria durante un año

50

µg/m3

Media Aritmética trianual

Dióxido de Azufre

(SO2)

80/80(*)

µg/m3

Media aritmética trianual

250/365(*)

µg/m3

Percentil 99 de la media aritmética diaria durante un año

1.000(*)

µg/m3

Media aritmética horaria

Dióxido de Nitrógeno

(NO2)

100

µg/m3

Media aritmética trianual

400

µg/m3

Promedio de tres años sucesivos para el percentil 99 del máximo diario de concentraciones de 1 hora

Monóxido de Carbono

(CO)

30

mg/m3

Promedio de 3 años sucesivos para el percentil 99 del máximo diario de concentraciones de 1 hora

10

mg/m3

Promedio de 3 años sucesivos para el percentil 99 del máximo promedio móvil de 8 horas consecutivas

Oxidantes Fotoquímicos

(O3)

160

µg/m3

Promedio aritmético de una hora

120

µg/m3

Promedio de 3 años sucesivos para el percentil 99 del máximo promedio móvil de 8 horas

(*) Norma secundaria, es decir, que aplica para los recursos naturales renovables sujetos a protección (DS 185/1992 del Ministerio de Minería).

(+) MP10: Material particulado respirable, de diámetro inferior a 10 µm. Las partículas totales se denominan MP, Material particulado.

 

 

4.1.1.2       Emisiones Atmosféricas

Para poder predecir y evaluar este impacto, la metodología considera primero las emisiones de las fuentes relativas al proyecto, para luego mediante modelos matemáticos, predecir los niveles de concentraciones que se tendrán en los receptores (personas o recursos naturales renovables, según sea el caso) presentes en el área del proyecto.

 

En la siguiente Tabla se resumen las emisiones de cada tecnología considerada, indicándose además el tipo de equipos de abatimiento utilizado.

 

 

Tabla 5                        Emisiones Atmosféricas de Centrales Termoeléctricas Modernas

Tecnología

Equipos de Abatimiento

(eficiencia)

Emisiones (g/kWh)

SO2

NOx

MP

CO2

Carbón Pulverizado

(Caldera Supercrítica)

FGD (95%), SCR (95%) y ESP (99%)

2,15

1,10

0,27

774

Lecho Fluidizado

Filtros Ciclónicos (96%)

1,40

0,80

0,10

852

GICC

-

0,02 - 0,14

0,05 - 0,4

0,2

710 - 780

 


4.1.1.3       Equipos de Abatimiento de Emisiones

Para el control de las emisiones, dependiendo de las tecnologías de generación, se consideran diferentes equipos su abatimiento. A continuación se presentan las tecnologías de abatimiento, clasificadas según contaminante que controlan.

 

Tabla 6                        Equipos de Abatimiento – Material Particulado

Equipo

Características

Eficiencia

Ciclones

En esta tecnología se aprovecha la velocidad o inercia del caudal de gases de combustión, el cual entra en un equipo de forma circular se ven forzados a recorrer una trayectoria helicoidal, lo cual produce una fuerza centrífuga sobre las partículas forzándolas a que se muevan hacia el exterior de la corriente gaseosa, donde por rozamiento con la pared del ciclón pierden velocidad y así se separan, cayendo en el fondo del mismo.

30% a 85%.

 

En multiciclones, pueden llegas hasta 95%

Filtros de manga

Consiste de uno o más compartimientos aislados conteniendo hileras de bolsas de tela, en la forma de tubos redondos, planos o formados, o de cartuchos plizados. El gas cargado de partículas pasa generalmente a lo largo del área de las bolsas y luego radialmente a través de la tela. Las partículas son retenidas en la cara de las bolsas corriente arriba y el gas limpio es ventilado hacia la atmósfera. El filtro es operado cíclicamente, alternando con períodos de limpieza (aire en sentido inverso o agitación).

98% - 99,7%

Precipitador

Electrotático

(ESP)

Utiliza campos eléctricos para sacar las partículas de la corriente de gas y depositarlo sobre las placas del colector. A las partículas se les da una carga eléctrica forzándolas a que pasen a través de una corona, una región en la cual fluyen iones gaseosos. El campo eléctrico que atrae a las partículas cargadas hacia las paredes, proviene de electrodos que se mantienen a un alto voltaje en el centro de la línea de flujo.

Los precipitadores electrostáticos se usan comúnmente para remover partículas desde flujos continuos de gases de grandes caudales,  como las chimeneas de las centrales termoeléctricas.

95% - 99,3%

Lavadores de gases

Los contaminantes son removidos principalmente mediante impacto, difusión, intercepción y/o absorción del contaminante sobre pequeñas gotas de líquido. A continuación, el líquido que contiene al contaminante, es recolectado para su disposición.

50%-99%

 

Tabla 7            Equipos de Abatimiento – SO2

Equipo

Características

Eficiencia

Lavadores de gas húmedos (FGD)

Estos son similares a los lavadores de gases utilizados para capturar partículas, pero en vez de agua utilizan un sorbente alcalino.

La absorción es la operación de transferencia de masa en la cual, uno o más componentes solubles de una mezcla de gases se disuelven en un líquido (solvente) que tiene baja volatilidad bajo las condiciones del proceso.

La diferencia entre un tipo de lavador y otro está en el sorbente utilizado, pudiendo ser caliza, dolomita o incluso agua de mar (altamente disponible).

A la salida, se generan residuos líquidos donde se ha fijado el azufre removido, caudal que debe ser tratado.

90%-99.9%

Combustibles con poco Azufre

Una alternativa adicional es priorizar combustibles con bajos contenidos de azufre, debido a que las emisiones de SO2 son directamente proporcionales a la masa de azufre que ingresa a la cámara de combustión.

-

Lecho Fluidizado

Tal como se describió en el punto 2.2, esta tecnología logra abatir el SO2 al hacer reaccionar el azufre presente en la cámara de combustión con la caliza, formando yeso, producto que es posteriormente removido como ceniza de fondo y material particulado.

 

Tabla 8            Equipos de Abatimiento – NOx

Equipo

Características

Eficiencia

Uso de oxígeno puro para combustión

Debido a que el aire es en un 70% Nitrógeno, al reemplazársele por oxígeno puro se obtiene una importante reducción de emisiones. De esta manera, sólo se emite el NOx proporcional a aquel que está contenido en el combustible utilizado.

EN este sentido, también se utiliza para reducir NOx un consumo limitado de aire.

90%-99.9%

Quemadores de bajo NOx

Bajo este nombre se incluyen varias tecnologías que permiten obtener una baja formación de NOX en la llama. Éstos permiten que el combustible y el aire se mezclen y se quemen en forma controlada, en etapas.

50% - 70%

Sistemas de Reducción Catalítica Selectiva (SCR)

Consiste en introducir un agente reductor (amoníaco o urea) a la corriente de gases de escape. Luego, el agente reductor al pasar a través de un lecho catalítico reduce selectivamente los NOx, sin reaccionar con otras substancias tales como el oxígeno.

70% - 95%

Sistema de  Reducción Selectiva No Catalítica (SNCR)

 Consiste en proporcionar un agente reductor (reactivo) a la corriente de gases de escape, tal como amoniaco (NH3) o urea después de la combustión. El reactivo podría reaccionar con algunos otros componentes de los gases de combustión, pero, la reacción química de reducción de NOx se ve favorecida por sobre las otras al existir un determinado rango de temperatura y por la presencia de oxígeno en los gases de combustión. Por esto se considera  un proceso selectivo. Es un proceso similar al Sistema SCR, pero sin utilizar un catalizador. Esto obliga a que los gases de combustión estén a muy alta temperatura. 

40% - 80%

Inyección de agua o vapor

Son usadas para turbinas a gas, aplicables en ese caso para la GICC. Consiste en inyectar agua o vapor a la cámara de combustión con el fin de absorber el calor de la llama y así bajarle la Temperatura, reduciendo así el NOx Térmico.

40% - 80%

 

 

4.1.2       Componente: Suelo

El impacto se manifiesta por la pérdida de suelo, por compactación y por remoción de capa orgánica. En este sentido, se entiende por pérdida de suelo a la disminución, en términos de superficie, de una determinada clase de suelo, debido a, remoción de capa orgánica (escarpe y despeje), compactación del suelo por medios mecánicos y construcción de pretiles y rellenos artificiales. Esta componente cobra relevancia en la medida que los recursos naturales que usan dicho suelo como sustrato son escasos, presentan endemismo, tienen elevada aptitud forestal o agrícola, o al intervenirlos se interrumpen corredores biológicos (sobre todo para fauna de menor tamaño).

 

Este impacto se manifiesta principalmente cuando se considera la disposición de las cenizas y escoria generadas por las centrales, para las cuales se suele implementar en las proximidades de las mismas un botadero de cenizas. De esta forma, el área ocupada por el botadero recibirá el impacto.

 

Se presenta a continuación un cuadro con la generación de residuos sólidos provenientes de las distintas tecnologías de generación, los cuales causarían el principal impacto en esta componente.


Tabla 9            Generación de Residuos Sólidos

Tecnología

Residuos Generados

(g/kWh)

Carbón Pulverizado

(Caldera Supercrítica)

Cenizas: 25

Yeso (FGD):18

Lecho Fluidizado

Mezcla cenizas-yeso-caliza: 52,9

GICC

Escoria: 21,0

Ceniza: 2

Azufre: 4

 

4.1.3       Componente: Calidad del aire por Ruido y Vibraciones

Los impactos corresponden a los efectos en la salud de la población causadas por el aumento de los niveles de presión sonora, donde los efectos están dado por la exposición a valores de inmisión sonora por sobre los límites máximos establecidos por la normativa vigente.

 

De forma análoga a las normas de calidad del aire, se sigue la metodología ya descrita para evaluar la “Norma de emisión de ruidos molestos generados por fuentes fijas” (el D.S. 146/97 del MINSEGPRES). En la siguiente Tabla se presentan los niveles de presión sonora en los puntos de inmisión (receptores) considerados por la normativa, haciéndose notar que existen diferencias en los límites máximos permitidos respecto al tipo de uso de suelo del lugar donde se emplaza cada receptor.

 

Tabla 10          Niveles máximos de inmisión de ruido permitidos según D.S.146/97

 

Tipo

de Zona

DS 146

Uso de suelo permitido

Nivel Corregido

de inmisión de ruido

NPC en dBA

día                       7 a 21 Hrs

noche              21 a 7 Hrs

ZONA I

habitacional y equipamiento a escala vecinal

55

45

ZONA II

habitacional y equipamiento a escala vecinal, comunal  y/o regional

60

50

ZONA III

Como Zona II + industria inofensiva

65

55

ZONA IV

industrial exclusivo

70

70

Rural

Agrícola, Fuera del radio urbano, etc.

Nivel de ruido de fondo + 10 dBA

 

Por otra parte, las centrales consideran equipos con importantes niveles de potencia acústica. Por ello, las centrales deben priorizar su ubicación alejándose de los receptores (emplazándose en zonas alejas, donde la atenuación del ruido es por distancia), o bien, realizando mejoras a los componentes más ruidosos como la implementación de pantallas acústicas o cámaras de insonorización. En la siguiente tabla se presentan los valores de emisión sonora de los componentes más relevantes de una central.

 

Tabla 11          Nivel de Emisión de los Componentes de Una Central Termoeléctrica

Fuente emisora

Nivel de emisión de Potencia Acústica

Lw en dBA

Caldera

110

Transformador

86

Turbina (vapor o gas)

102

Bombas de alimentación

120

Ventilador de tiro forzado

106

Filtro de Mangas

100

Correa Transportadora

85

Tolva de recepción de Carbón

110

 

 

4.2      Medio Biótico

4.2.1       Componente Flora y Vegetación.

El principal impacto corresponde a la disminución del tamaño poblacional de especies de flora con problemas de conservación.

 

Se entiende disminución del tamaño poblacional de especies de flora con problemas de conservación, a la corta, extracción y muerte en general de individuos de las especies vegetales que componen la flora del área de influencia.

 

A su vez, las especies con problemas de conservación corresponden a aquellas identificadas y catastradas por los organismos de preservación (CONAF, SAG y/o CONAMA) las cuales se encuentran típicamente registradas en libros de censos de especies por región (e.g. Libro Rojo de la región Metropolitana de Santiago),.el que indica las especies en estado de conservación y la abundancia relativa de las mismas. A continuación se presentan

 

Se presenta a continuación el las categorías de conservación y sus definiciones.

 


Tabla 12          Categorías de Conservación de Flora y Vegetación

Categoría de Conservación

Definición

Extinta:

Cuando prospecciones exhaustivas en su hábitat conocido y/o esperado, efectuadas en las oportunidades apropiadas y en su área de distribución histórica, no hayan detectado algún individuo en estado silvestre.

En Peligro de Extinción:

Cuando enfrente un riesgo muy alto de extinción.

Vulnerable:

Cuando, no pudiendo ser clasificada en la categoría “En Peligro de Extinción”, enfrente un riesgo alto de extinción.

Insuficientemente Conocida:

Cuando existiendo presunciones fundadas de riesgo, no haya información suficiente para asignarla a una de las categorías de conservación anteriores.

Fuera de Peligro:

Cuando haya estado incluida en alguna de las categorías señaladas anteriormente y, en la actualidad, se la considere relativamente segura por la adopción de medidas efectivas de conservación o en consideración a que la amenaza que existía ha cesado.

Rara:

Cuando sus poblaciones ocupen un área geográfica pequeña, o estén restringidas a un hábitat muy específico que, en sí, sea escaso en la naturaleza. También se considerará “Rara” aquella especie que en forma natural presente muy bajas densidades poblacionales, aunque ocupe un área geográfica mayor.

 

Al momento de implementar un nueva central, independiente de la tecnología, se ha de realizar un estudio de línea base, que de cuenta de las especies, en cantidad y abundancia, presentes en la zona a ser intervenida. En este sentido, se define una zona de influencia directa, limitada al sector donde se ejecutarán las obras físicas de la central, y una zona de influencia indirecta, de mayor tamaño y donde se podrían manifestar los efectos de atenuación de la central producto, por ejemplo, de la acción de las emisiones en la flora del lugar.

 

Los impactos en la zona de influencia directa son mayores en los lugares donde se implementa una central termoeléctrica por primera vez (no hay otra cerca), mientras que los impactos son mayores en la zona de influencia indirecta cuando se construye una central próxima a otra/s existente pues puede darse el caso de incrementarse los impactos hasta alcanzar un cierto nivel crítico o efectos sinérgicos.

 

La forma de mitigar este impacto es con campañas de recolección y viverización de las especies en peligro, para su posterior traslado y cultivo en zonas donde no se vean afectadas por las actividades relativas al proyecto.

 

 

4.2.2       Componente Fauna

Los impactos se manifiestan por la afectación de hábitat de especies en categoría de conservación, por fuga de fauna de movilidad alta y por muerte accidental.

 

Se entiende por afectación de hábitat de especies en categoría de conservación,  a los procesos de alteración o modificación de los hábitat de esas especies en los que se observa una disminución de las poblaciones, debido a las acciones inherentes a las obras del proyecto, como también por la disminución de la disponibilidad de alimento y guaridas.

 

Se entiende por fuga de fauna de movilidad alta, al desplazamiento rápido de individuos o poblaciones completas de fauna desde su lugar de origen o desde un lugar que visitan regularmente (alimentación, nidificación, etc.). Esto podría deberse principalmente al aumento en los niveles de ruido, o bien debido a la suma de otros impactos sobre la misma fauna, como a la disminución de hábitat. Dentro de este grupo de especies se consideran las aves, así como macromamíferos terrestre y marinos.

 

Se entiende por muerte accidental, a la muerte fortuita de una fracción de la población de fauna que no pudo ser relocalizada, a pesar de las tareas de rescate ejecutadas por especialistas.

 

De forma análoga a la componente flora y vegetación, para la componente fauna se requiere de la ejecución de una campaña de línea base que identifique las especies en categoría de conservación. Dependiendo del tipo de fauna presente, las actividades de remediación de los impactos consideraran relocalización de individuos, disposición de protecciones o realizar campaña previas a la ejecución de las obras para alejar a los especimenes que puedan quedar expuestos.

 

 

4.3      Medio Humano

4.3.1       Componente Geográfica.

El impacto ambiental se manifiesta debido a la alteración de hábitos de desplazamientos y circuitos locales de asentamientos.

 

Se entiende por alteración de hábitos de desplazamientos y circuitos locales de asentamientos, a modificaciones en las normas y hábitos de desplazamiento y de rutas de desplazamiento habituales, los que se verán impactados como resultado de los desvíos de tránsito, la apertura de caminos alternativos, el cierre temporal de caminos, la preparación de fajas de servicio o derechos de vía, la instalación de acopio, la saturación de caminos locales por el aumento de circulación de vehículos, etc.

 

Los grupos humanos que ocupan a lo largo de un período de tiempo un mismo lugar, muestran la tendencia a generar rutas de desplazamiento habituales. Una segunda característica es que esas rutas, en virtud de sus sistemas culturales, calidad de vida, actividades productivas, etc., tienden a establecer una determinada relación entre los factores distancia de desplazamiento-tiempo y seguridad.

 

Este impacto sólo se produce cuando se implementa una central termoeléctrica en sitios, localidades o asentamientos donde no existían instalaciones de este tipo (e.g. Central emplazada en un pueblo costero) en cuanto a cantidad de espacio ocupado.

 

Es un impacto difícil de mitigar, por cuanto la solución más común es acordar espacios compensatorios para la comunidad, donde puedan desarrollar sus actividades o acceder a niveles al menos equivalente de servicios. Otra forma en la cual se compensa este impacto, es proveyendo a los habitantes de servicios que no contaba de forma previa o generando instancias de desarrollo focalizado a las necesidades y potencialidades de la población local.

 

 

4.3.2       Componente Demográfica.

Otro impacto que se produce de forma significativa en localidades aisladas o donde no existen instalaciones de tamaño industrial de forma previa es la alteración en la estructura demográfica local.

 

Se entiende por alteración en la estructura demográfica local, a la modificación sustancial de los parámetros e indicadores principales de las características demográficas de un área poblada, vale decir: etária, índice de masculinidad, distribución por sexo, aumento de la población, migración y emigración, los que se verían afectados por el arribo de trabajadores, principalmente de hombres en el rango etário de 25 a 45 años.  

 

 

4.3.3       Componente Antropológica.

Al intervenirse la especialidad, puede además producirse la pérdida de la identidad cultural y modificación de organizaciones y redes sociales.

 

Por pérdida de la identidad cultural, se entiende al menoscabo de la identidad que sufren los pobladores de localidades aisladas, quienes se articulan en torno a un sistema de vida determinado, fundamentalmente por la forma de subsistencia económica (e.g. pesca artesanal, crianza de animales, etc).

 

Este impacto puede mitigarse generando las condiciones para que el grupo humano no pierda el acceso a los recursos económicos en los cuales base sus actividades, o generando espacios alternativos donde pueda desarrollar dicha actividad con al menos el mismo grado de éxito.

 

 

4.3.4       Componente Socioeconómica.

Corresponde al cambio en la estructura del ingreso y cambio en la demanda de bienes y servicios, generación de nuevas fuentes de trabajo a nivel local.

 

Se entiende por cambio en la estructura del ingreso, a la variación significativa del producto interno bruto per cápita de una localidad, principalmente si se encuentra alejada de grandes centros productivos.

 

Por otra parte, se entiende por cambio en la demanda de bienes y servicios al auge de un comercio de tipo marginal o a pequeña escala, como resultado del arribo de población externa a la zona.  

 

Se entiende por generación de nuevas fuentes de trabajo a nivel local, a la contratación directa o indirecta de mano de obra inducida por el proyecto.

 

Este impacto se refiere a las modificaciones que se introducen en la estructura del ingreso de la población local, cuando ésta es contratada directa o indirectamente, en forma transitoria o permanente, tanto para las labores en la construcción de las obras del proyecto, como para el funcionamiento del mismo y prestación de servicios complementarios.

 

Este suele ser un impacto positivo de los proyectos de gran escala, aunque transitorio, ya que se manifiesta principalmente durante la fase de construcción de los mismos. En este caso, para que se manifieste de manera acorde con el desarrollo de la comunidad local, se busca establecer canales de comunicación para identificar las potencialidades de la fuerza de trabajo presente en el área (e.g. selección de personal), como también la realización de campañas de capacitación para prestar servicios con mayor valor agregado (e.g. servicios de alimentación para el personal durante la fase de construcción).

 

4.4      Medio Cultural y Patrimonial

 

4.4.1       Componente Paisaje.

Uno de los mayores impactos, sobre todo en comunidades aisladas, es la alteración del paisaje.

 

Se entiende por alteración del paisaje, al detrimento de la calidad visual del sector, a la alteración de su singularidad y al menoscabo de su naturalidad. Los paisajes con asentamientos rurales (en general, costeros o de rivera, debido a que las centrales requieren grandes cantidades de agua), donde las intervenciones visuales mayoritariamente viviendas, no atentan geométricamente en contra del paisaje, sus intervenciones antrópicas son capaces de integrarse a él, aportándole riqueza y singularidad. Estos paisajes poseen una calidad visual alta, por lo que la presencia de instalaciones de dimensiones industriales, intervienen fuertemente la estética del sector y la valoración paisajística de los observadores, tanto residentes como visitantes, y por consiguiente se ve disminuida la calidad visual.

 

En el caso de la implementación de centrales en zona ya intervenidas, el impacto ya ha sido generado, por lo cual su valoración es menos significativa.

 

4.4.2       Componente Arqueología.

Este impacto se acota a la superficie que es directamente intervenida por el proyecto, y se manifiesta sólo si se produce intervención de sitios de interés patrimonial.

 

Se entiende por intervención de sitios de interés patrimonial, a cualquier cambio medible, en las características y propiedades de éste, cuyo efecto adverso, significa la pérdida irreversible de información sobre las propiedades socioculturales del pasado humano que se infieren a través de sus contextos, respecto de monumentos, sitios con valor antropológico, arqueológico, histórico y, en general los pertenecientes al patrimonio cultural.

 

De identificarse manifestaciones arqueológicas en la zona donde se implementará una planta termoeléctrica, de forma previa se ha de realizar un rescate de los elementos significativos encontrados. La magnitud e intensidad del rescate se ha de efectuar en conformidad con lo indicado por el Consejo de Monumentos Nacionales.

 

4.5      Medio Marino, Fluvial o Lacustre

Este medio se ve afectado en el caso que las centrales no posean torres de enfriamiento, sino que descarguen sus residuos líquidos hacia algún cuerpo de agua de gran tamaño, típicamente ríos, lagos o el mar.

 

4.5.1       Componente Calidad del Agua del Medio

El impacto corresponde la alteración de los parámetros físico-químicos del agua de mar. Se entiende por alteración de los parámetros físico-químicos del agua de mar, a las modificaciones en los valores de los parámetros físico y químicos de la columna, en relación a los medidos en la Línea, principalmente debido a la descarga del efluente industrial de la Planta Termoeléctrica.

 

Para mitigar este tipo de impacto, las centrales cuentan típicamente con plantas de tratamiento de RILes, las que reciben las aguas de purga de la caldera, el agua a mayor temperatura proveniente del condensador y  el efluente del sistema de abatimiento de emisiones (desulfurizador, FGD). Usualmente, en las centrales localizadas en el borde costero, se genera un residuo adicional que corresponde al efluente de la planta de desalinización.

 

El efluente de la planta de tratamiento de RILes debe dar cumplimiento a la normativa vigente (D.S. 90/2000 de MINSEGPRES, norma que regula la descarga de efluentes líquidos a cuerpos de agua superficiales). En la siguiente tabla se presenta la caracterización tipo de un efluente de una central de potencia.

 

Tabla 13          Caracterización del Efluente Tratado

Parámetro

Unidad

Expresión

Descarga

Límite máximo permisible Tabla nº 5 D.S. 90/2000

Límite máximo permisible a 10 años de entrada en vigencia

Aceites y Grasas

mg/L

A y G

< 10

350

150

Sólidos Sedimentales

Ml/1/h

S SED

< 0,2

50

20

Sólidos Suspendidos Totales

mg/L

SS

35

700

300

Aluminio

mg/L

Al

< 0,2

10

-

Arsénico

mg/L

As

0,0040

0,5

-

Cadmio

mg/L

Cd

0,015

0,5

-

Cianuro

mg/L

CN-

<0,002

1

-

Cobre

mg/L

Cu

0,75

3

-

Indice de Fenol

mg/L

Fenoles

<0,002

1

-

Cromo Hexavalente

mg/L

Cr6+

< 0,005

0,5

-

Cromo Total

mg/L

Cr Total

2,21

10

-

Estaño

mg/L

Sn

< 0,5

1

-

Fluoruro

mg/L

F-

1,80

6

-

Hidrocarburos Totales

mg/L

HCT

5,4

20

-

Hidrocarburos Volátiles

mg/L

HC

< 0,01

2

-

Manganeso

mg/L

Mn

0,035

4

-

Mercurio

mg/L

Hg

0,0001

0,02

-

Molibdeno

mg/L

Mo

< 0,01

0,5

-

Níquel

mg/L

Ni

0,015

4

-

pH

Unidad

pH

7,97

5,5 – 9,0

-

Plomo

mg/L

Pb

< 0,003

1

-

SAAM

mg/L

SAAM

0,012

15

-

Selenio

mg/L

Se

0,002

0,03

-

Sulfuro

mg/L

S2-

0,001

5

-

Zinc

mg/L

Zn

0,09

5

-

 

En el caso de la generación de RILes, las diferencia entre tecnologías es marcada. En el caso de las centrales GICC, la mayor parte de sus contaminantes pasa a la matriz sólida de la ceniza, por lo cual no es necesario abatir SO2, generando al final un efluente a tratar con menos contenido de azufre (menos “ácido”), lo cual se suma a que estas centrales consumen la mitad de agua en sus ciclo respecto a las otras dos tecnologías. De igual forma, las centrales de lecho fluidizado también generan residuos líquidos con bajos contenidos de azufre, al remover buena parte del azufre durante la combustión, dejando sólo una fracción menor a ser abatida, la cual finalmente llegará a la planta de tratamiento. Por último, las calderas a carbón pulverizado son las que generarán mayores concentraciones de residuos en sus efluentes a tratar, debido a que son las que requieren de un mayor nivel de abatimiento de gases de forma posterior a la combustión.

 

 


5         Conclusiones

 

Se presentan a continuación las principales conclusiones de la investigación realizada sobre las nuevas tecnologías en centrales termoeléctricas que utilizan carbón como combustible.

 

  • El desarrollo de las tecnologías que utilizan carbón como combustible están orientadas a obtener centrales con mayores eficiencias, lo cual logran incrementando las temperaturas y presiones a las cueles trabajan sus sistemas. De esta forma, al generar mayores diferencias de temperatura entre la entrada y salida de la turbina, mayores serán las eficiencias del sistema. La mayores eficiencias implican menores consumos de carbón, lo que a la larga se traduce en una menor generación de residuos y emisiones por unidad de electricidad generada.

 

  • Otra línea de de desarrollo, que caracteriza a todas las centrales consideradas en este estudio, es la de procurar disminuir sus emisiones y residuos. De esta manera, buscan disminuir costos que hasta hace 50 años no eran considerados (lo que implicó que el carbón dominase la generación eléctrica), pero que actualmente se vuelven relevantes en la valoración de los proyectos. Destaca en este sentido las GICC, pues si bien requieren de un mayor costo de inversión inicial, su mayor eficiencia y sus bajas emisiones las hacen competitivas en el largo plazo, sobre todo con regulaciones ambientales estrictas.

 

  • Respecto a los costos de implementación de las centrales, éstos se proyectan inciertos y manifestando fuertes alzas en los últimos años, debido principalmente al aumento en el precio del petróleo y a la menor disponibilidad de materias primas. En el caso del petróleo, se debe a que los costos de la construcción y de los materiales se encuentran fuertemente indexados al hidrocarburo. En el caso de las materias primas, la alta demanda por acero no ha sido compensada con una mayor extracción/producción de sus componentes: níquel, hiero y cobre. De todas las tecnologías consideradas, las calderas supercríticas son las de menores costos de implementación, a pesar de las incertidumbres respecto a los precios de implementación

 

  • A su vez, los costos del carbón para las centrales se encuentran altamente relacionados al costo del petróleo, razón por la cual su valor cobra fuerza a la hora de seleccionar una tecnología en el largo plazo. Las mayores eficiencias alcanzadas disminuirán, en parte, el nivel de dependencia respecto del combustible. Además, los costos variables que proyectan diversos analistas y académicos se mueve en una banda cada vez más amplia a medida que la tecnología es menos difundida (i.e. para calderas supercríticas, el rango de precios es acotado, mientras que para GICC la banda en de precios es más amplia).

 

  • Las centrales termoeléctricas no están exentas de generar impactos ambientales. Si bien las tecnologías modernas generan menos residuos y emisiones, los impactos asociados a la implementación de una central dependen fuertemente de su emplazamiento, de la relación con el entorno y de la relación que se establezca con las comunidades cercanas. Es en éstas donde una buena parte de los impactos recae, siendo clave el manejo y comunicación con las mismas para encontrar formas de mitigar, remediar o compensar los impactos descritos. En el caso de los medio biótico y cultural, prima una buena estrategia de emplazamiento para disminuir los impactos, evitar caer en campañas de relocalización inviables o afectar en la menor medida posible a especies o manifestaciones culturales presentes sólo en dicha área.

6         Referencias

6.1.1       Comisión Nacional de Energía

http://www.cne.cl/electricidad/destacados/precio_abril2008.php

 

6.1.2       Banco Mundial

http://www.worldbank.org/html/fpd/em/power/EA/mitigatn/thermpow.stm

 

6.1.3       IHS

http://energy.ihs.com/News/Press-Releases/2008/IHS-CERA-Power-Capital-Costs-Index.htm

 

6.1.4       Cambridge Energy Research Associates

https://www.cera.com/aspx/cda/filedisplay/filedisplay.ashx?PK=29043

 

6.1.5       The Royal Academy of Engineering

The Royal Academy of Engineering, “The Costs of Generating Electricity”. Inglaterra, Marzo, 2004

http://www.raeng.org.uk/news/publications/list/reports/Cost_of_Generating_Electricity.pdf

 

6.1.6       Massachusetts Institute of Technology

http://web.mit.edu/coal/The_Future_of_Coal.pdf

 

6.1.7       Departamento de Protección Ambiental de Florida

http://www.dep.state.fl.us/air/permitting/construction/fplglades/FPL_Coal_Tech_Study.pdf

 

6.1.8       EIA “Central Termoeléctrica Cruz Grande”

Abastecimientos CAP S.A., Estudio de Impacto Ambiental “Central Termoeléctrica Cruz Grande”. Gestión Ambiental Consultores, Junio 2008.

https://www.e-seia.cl/expediente/expedientes.php?modo=ficha&id_expediente=2927033&idExpediente=2927033

 

6.1.9       GAMMA Ingenieros

Gamma Ingenieros, Apoyo A La Implementación De Norma De Emisión Para Centrales Termoeléctricas. Comisión Nacional de Energía, marzo 2007