Hojas de datos EPA: Reducción Selectiva No Catalítica (Selective Non- Catalytic Reduction, SNCR)

Límites de Emisión Alcanzables/Reducción

Los costos son expresados en dólares del 1999. (NESCAUM, 2000 y ICAC, 2000).
La dificultad de la reconversión de la SNCR en calderas grandes de carbón ya existentes es considerada mínima. Sin embargo, la dificultad incrementa significativamente en calderas pequeñas y unidades de paquete. La principal preocupación es la disponibilidad del espacio adecuado en la pared dentro de la caldera para la instalación de los inyectores. Puede ser necesario mover o retirar tuberías y asbesto
existentes de la coraza de la caldera. Además, debe disponerse de espacio adecuado adyacente a la caldera para el sistema de distribución y para realizar mantenimiento. Ésto puede requerir la modificación de los conductos y de otros equipos de la caldera.

Un desglose típico de los costos anuales para calderas industriales sería de 15% a 35% para el capital de recuperación y de 65% a 85% para gastos de operación (ICAC, 2000). Puesto que la SNCR es una tecnología dominada por los gastos de operación, su costo varia directamente con los requisitos de reducción de NOx y el uso del reactivo. La optimización del sistema de inyección después del arranque
inicial puede reducir el uso del reactivo, y subsecuentemente, los costos de operación. Las mejoras recientes en los sistemas de inyección de SNCR también han reducido los costos operativos.

Hay una gran gama de opciones efectivas en costo para la SNCR debido a las diferentes configuraciones de calderas y las condiciones específicas de cada sitio, aún dentro de una misma industria dada. La efectividad de costo es impactada primordialmente por el nivel de NOX no controlado, la reducción de emisiones requerida, el tamaño de la unidad y la eficiencia térmica, la vida económica de la unidad y el grado de dificultad de la reconversión. 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, típicamente desde Junio a Agosto. Ya que los costos de la SNCR son una función de los costos de operación, la SNCR es una opción de control efectiva durante las reducciones estacionales de NOX.A continuación, 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 Operación 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.

La SNCR está basada en la reducción química de la molécula de NOX a nitrógeno molecular (N2) y vapor de agua (H2O). Un agente reductor (reactivo), a base de nitrógeno, tal como el amoníaco ó la urea, se inyecta en el gas después de la combustión. Se favorece la reacción de reducción con NOX sobre otras reacciones químicas, a temperaturas que varían entre los 1600°F y los 2100°F (870°C a 1150°C), por lo tanto, es considerado un proceso químico selectivo (EPA, 2002).
Ambos, el amoníaco y la urea son usados como reactivos. Los sistemas de base de urea tienen ventajas sobre los sistemas de base de amoníaco. La urea no es tóxica, es un líquido menos volátil y puede ser almacenado y manejado con mayor seguridad. Las gotas de la solución de urea pueden penetrar más adentro en el gas de combustión cuando se inyectan dentro de la caldera, mejorando el mezclado con el gas, lo cual es difícil en calderas grandes. Sin embargo, la urea es más cara que el amoníaco. La razón estequiometerica normalizada (Normalized Stoichiometric Ratio, NSR) define la razón de reactivo a NOx requerida para alcanzar la meta de reducción de NOX. En la práctica, se necesita inyectar al gas en la caldera, más reactivo que la cantidad teórica para obtener un nivel específico de reducción de NOX.
En el proceso de la SNCR, la unidad de combustión actua como una cámara de reacción. El reactivo es generalmente inyectado dentro de las regiones radiantes y convectivas del supercalentador y del recalentador, donde la temperatura del gas de combustión está dentro del rango requerido. El sistema de inyección esta diseñado para promover el mezclado del reactivo con el gas de combustión. El número y la ubicación de los puntos de inyección están determinados por los perfiles de temperatura y los patrones de flujo dentro de la unidad de combustión.
Ciertas aplicaciones son más adecuadas para la SNCR debido al diseño de la unidad de combustión. Las unidades con temperaturas de salida del fogón 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 candidatos.
Durante la operación con baja carga, la ubicación de la temperatura óptima sube dentro del interior de la caldera. Para las operaciones con cargas bajas, se requieren puntos adicionales de inyección. Para bajar el rango de temperatura al cual ocurre la reacción de reducción de NOx, pueden agregarse mejoradores al reactivo. El uso de los mejoradores reduce la necesidad de puntos de inyecciones adicionales.