1 INTRODUCCIÓN

El suministro eléctrico en Colombia depende princi-palmente del Sistema de Interconexión Nacional (SIN) que comprende la tercera parte del territorio, proveyendo cobertura al 96 por ciento de la pobla-ción. El SIN basa su producción de energía en un 64.1% en recursos hidráulicos y 30.8% en recursos térmicos donde el gas natural es responsable del 60,6% de la energía térmica y el 18.6% de la energía total. Al depender de los aportes hidrológicos, las épocas de sequía que se presentan durante eventos como ENSO (El Niño Southern Oscillation) hacen indispensable contar con plantas de generación con energía firme, que remplacen la energía generada por hidroeléctricas, para atender la demanda. De no contar con estos recursos, los usuarios tendrían que ser racionados, con los correspondientes costos so-bre la economía nacional y el bienestar de la pobla-ción. La CREG (Comisión de regulación de energía y gas) diseñó un esquema basado en un mecanismo de mercado denominado Cargo por Confiabilidad,

donde uno de los componentes esenciales del es-quema es la existencia de las Obligaciones de Energ-ía Firme (OEF), que corresponden a un compromiso de los generadores respaldado por activos de gene-ración capaces de producir energía firme durante condiciones críticas de abastecimiento. Este nuevo esquema permite asegurar la confiabilidad en el su-ministro de energía en el largo plazo a precios efi-cientes. La volatilidad de los precios en la bolsa, que se explica en gran parte por el elevado componente hidráulico, puede constituir un riesgo considerable para aquellos generadores que deben disponer de fuentes de financiación de sus proyectos de genera-ción, si no se cuenta con mecanismos que cubran es-tas eventualidades, lo que ha llevado a un incremen-to en el uso de energía térmica y por ende del uso de gas natural con estos fines, lo que genera escasez de este producto cuando las hidroeléctricas no pueden abastecer el mercado y sube el precio en bolsa de la energía. Las proyecciones de demanda de la UPME en su escenario alto indican que para mediados de 2017 se requerirán 1.100 MPCD y que en 2020 se solicitarán más de 1.200 MPCD, pasando el umbral de los 1.500 MPCD en 2028.

Análisis de la viabilidad tecnológica, logística y económica, de la construcción e implementación de una planta de producción de SNG por medio de carbón en Colombia con la implementación de un plan de contingencia de producción de amoniaco o metanol.

C.D. Gonzalez Rubio Jaramillo Universidad de Los Andes, Bogotá, Colombia

Asesorado por:

F. Muñoz Giraldo, R. Fajardo. Universidad de Los Andes, Bogotá, Colombia

RESUMEN: Este proyecto analiza la posibilidad de la construcción de una planta de producción de gas natu-ral a partir de carbón en Colombia, además de la generación de un plan de contingencia de producción de me-tanol. Se realizó un análisis de los mercados, por medio del cual se seleccionó el sitió de ubicación de la plan-ta, un análisis y selección de las tecnologías y un análisis global del proceso por medio de la simulación de la planta, el establecimiento de la misma y un análisis logístico donde se busca finalmente evaluar la viabilidad económica de de acuerdo con el mercado nacional y sus proyecciones. ABSTRACT: This project analyses the possibility of the construction of a plant for the conversion of coal to synthetic natural gas (SNG) in the Colombian context, and a contingency plan of production of methanol. An analysis of the markets is made, which is used to select the location of the plant, also an analysis and selection of the technologies and a global analysis of the process using a simulation of the plant, its establishment and an analysis of the logistics which are used in the end to evaluate the economic possibility of the plant accord-ing to the Colombian market and its projections.

Debido a la creciente demanda de gas natural y la oferta interna limitada, las importaciones de gas na-tural han aumentado y su precio ha tenido una ten-dencia al crecimiento. Un recurso de fuentes autóc-tonas de energía singularmente grandes en Colombia es el carbón. Por lo tanto, se hace prudente examinar la tecnología y la economía de los procesos de con-versión del carbón a gas natural sintético (SNG), lo que abriría otra fuente de abastecimiento de metano. De acuerdo a lo indicado por el Ministerio de Minas y Energía, mediante circular 18054 de 29 de diciem-bre de 2009, el factor R/P de referencia para 2009 es de 7 años para que Colombia pueda duplicar sus re-servas de gas con el gas metano asociado al carbón. La utilización de estas reservas brinda un periodo de holgura para hacer nuevos hallazgos y para la entra-da de importaciones de gas desde Venezuela a partir del año 2012 para garantizar el abastecimiento inter-no. Es viable la producción de SNG en el mediano plazo y en periodos de sequías donde se hace indis-pensable el gas natural para abastecer los requeri-mientos energéticos, sin embargo en periodos de lluvia los requerimientos de gas natural varían, adi-cionalmente después del final del periodo de holgura de 7 años se esperan descubrimientos de yacimien-tos de gas natural que podrían limitar la producción de gas y la viabilidad económica del proyecto, por lo que es necesario desarrollar un plan de contingencia que nos asegure un periodo mayor de viabilidad económica y nos permita recuperar la inversión ini-cial y generar ganancias de acuerdo a la demanda regional. El gas natural y los líquidos de gas natural se utilizan como materia prima en la industria quí-mica. El mayor uso químico de metano es a través de sus reacciones con vapor de agua para producir mezclas de monóxido de carbono e hidrógeno que se utiliza principalmente en la síntesis de amoníaco, la síntesis del metanol, y refinado de petróleo. De acuerdo con el Proyecto de ley 09 de 2007 Senado el uso de metanol en Colombia ha venido aumentando debido a que es un insumo fundamental para la pro-ducción de biodiesel, el cual participa con cerca del 11% del total de los insumos utilizados en la pro-ducción del biocombustible, incluyendo la materia prima principal, el aceite de palma. Dicho insumo, el metanol, no se produce en Colombia, y esta situa-ción obliga a que las plantas de producción de bio-diesel cuenten con costos adicionales por importa-ción y transporte de este insumo principal hasta su destino final, haciéndolas menos competitivas frente a sus competidores. Adicionalmente según el docu-mento Conpes 3577 del departamento de planeación nacional, el Gobierno Nacional tiene como una de sus políticas la reducción en los costos de produc-

ción, para incrementar la competitividad de las acti-vidades agropecuarias y proteger el ingreso de los productores. Donde tiene especial relevancia el componente de los fertilizantes como el amoniaco y derivados como la urea, debido a su importancia pa-ra el adecuado desarrollo de los cultivos y su mayor precio relativo frente a otros insumos. Como conse-cuencia de la alta dependencia de materias primas importadas para la elaboración y comercialización de fertilizantes en Colombia, existe una alta vulne-rabilidad frente a las fluctuaciones en las variables externas que determinan el precio y la disponibilidad de los fertilizantes en el país, lo que implica que la competitividad del sector agropecuario y el ingreso de los productores pueden verse afectados. Encon-tramos entonces dos planes de contingencia que pueden darnos una valorización adicional del SNG de acuerdo con las características del mercado co-lombiano a largo plazo y variar nuestra producción de acuerdo con la demanda nacional, dándole más viabilidad y valor a nuestro proyecto.

2 ANÁLISIS DEL MERCADO NACIONAL Y DE LA OFERTA REGIONAL DE CARBÓN

2.1 Clasificación de reservas y recursos

Para comparar la producción por región es necesario

definir los conceptos más importantes en cuanto a

distribución de las fuentes de carbón. La producción

de carbón en Colombia se clasifica de acuerdo con

el Sistema de Clasificación de Recursos y Reservas

de Carbón [1] que se divide de la siguiente forma:

“La zona carbonífera es una superficie que abarca

una o más áreas con carbón, geográficamente asimi-

lable a uno o dos departamentos.”

Las zonas se subdividen en áreas, considerando la

distribución de las unidades carboníferas.

“El área carbonífera es una superficie, de significa-

do geográfico y geológico, que comprende uno o

más sectores carboníferos, donde todavía se aprecian

variaciones estratigráficas laterales y verticales y

donde los rasgos tectónicos indican estructuras indi-

viduales, cada una de varias decenas de kilómetros

de largo por varios kilómetros de ancho” Ejemplos:

San Luis, Catatumbo, Checua – Lenguazaque.

Las áreas se subdividen en sectores donde se toman

en consideración las variaciones estratigráficas y es-

tructurales.

“El sector carbonífero es una superficie de signifi-

cado geográfico y geológico, que comprende uno o

más bloques carboníferos, donde las correlaciones

entre los mantos son aún claras y los rasgos estructu-

rales delimitan dicha superficie dentro de una estruc-

tura mayor”.

Para la subdivisión de los sectores en bloques se

constituyen unidades desde el punto de vista de su

explotación.

“El bloque carbonífero es la superficie mínima sub-

yacida por mantos de carbón e individualizada por

medio de la combinación de datos estratigráficos y

estructurales, de tal forma que en la exploración y en

la explotación se pueda considerar una unidad”.

A la hora de considerar un análisis regional de la

producción de carbón se enfocó nuestro análisis ini-

cialmente en zonas carboníferas pues nos dan una

visión global por departamentos además la de que se

proporciona mayor información con respecto a la

producción.

Es importante definir también los diferentes tipos de

reservas buscando que haya coherencia a la hora de

comparar cifras en las diferentes regiones. El Siste-

ma de Clasificación de Recursos y Reservas de

Carbón también ofrece un sistema de clasificación

que emplea conceptos por los cuales los carbones

están dispuestos en categorías de recursos y reser-

vas, concebidas sobre la base de la certeza geológica

de su existencia y la factibilidad económica de su

recuperación.

El incremento de la certeza geológica se expresa por

medio de los términos especulativo, hipotético, infe-

rido, indicado y medido, cuyo significado radica en

que representan volúmenes determinados por puntos

de información siempre menos distantes donde la

densidad de la información define la certeza geoló-

gica. Las categorías de recursos y reservas quedan

definidas de la siguiente manera:

Medidos. Los puntos de información distan hasta

500 m, el uno del otro; esto equivale a una influen-

cia de hasta 250 m a partir de un punto de informa-

ción.

Indicados. Los puntos de información distan entre

500 y 1.500 m, el uno del otro; esto equivale a una

influencia de hasta 500 m entre los 250 y los 750 m

contados a partir del punto de información.

Inferidos. Los puntos de información distan entre

1.500 y 4.500 m, el uno del otro; esto equivale a una

influencia de hasta 1.500 m, comprendida entre los

750 y los 2.250 m, contados a partir de un punto de

información.

Hipotéticos. Los puntos de información son distan-

tes más de 4.500 m entre sí; esto equivale a una in-

fluencia superior a 2.250 m, contados a partir de un

punto de información.

Especulativos. No hay puntos de información o son

aún más distantes.

El incremento de los conocimientos técnicos y

económicos, se expresa mediante los términos re-

cursos, reservas básicas, reservas disponibles y re-

servas explotables, los dos últimos con su respectivo

grado de aprovechamiento. Estos términos indican

volúmenes de carbón, que van adquiriendo, median-

te diferentes niveles de evaluación técnico-

económica, un significado económico más preciso y

confiable.

A la hora de considerar un análisis regional de la

producción de carbón se enfocó el análisis en recur-

sos medidos pues brindan una mayor certeza sobre

su existencia y se encuentran datos reportados con

exactitud en este nivel de definición.

2.2 Reservas y calidad

Colombia es un país privilegiado por poseer las ma-

yores reservas de carbón bituminoso de excelente

calidad en Latinoamérica. Los carbones se encuen-

tran distribuidos en las tres cordilleras colombianas,

Occidental, Central y Oriental. El yacimiento El Ce-

rrejón, en el Departamento de La Guajira, es el más

estudiado hasta la fecha, siguen los yacimientos del

Departamento del Cesar y San Jorge, en el Departa-

mento de Córdoba. Con menor potencial se encuen-

tran otras zonas donde existen carbones, tales como

Antioquia-Antiguo Caldas, Valle del Cauca-Cauca.

Los yacimientos más conocidos, con mayores reser-

vas de carbón metalúrgico, están localizados en la

Cordillera Oriental, sobresaliendo las zonas de Cun-

dinamarca, Boyacá y Norte de Santander. Con me-

nor conocimiento geológico se encuentran, el Borde

Llanero y la Llanura Amazónica.

Gráfico 1. Reservas de carbón medidas en Colombia en millo-

nes de toneladas. [2]

0,0

1.000,0

2.000,0

3.000,0

4.000,0

Tabla 1. Reservas de carbón en Colombia en millo-nes de toneladas y tipo de carbón por departamento. [2] Departamento Reservas medidas

en millones de to-

neladas (2010)

Tipo

Guajira 3.728,00 T

Cesar 1.814,60 T

Córdoba 378,5 T

Antioquia 87,7 T

Valle del Cauca 40,7 T,M

Cundinamarca 224,9 T,M,A

Boyacá 156,7 T,M

Santander 55,4 T,M,A

Norte de Santander 107,2 T,M,A

En la Tabla 1. se muestran, para cada departamento,

los recursos más reservas básicas en la categorías de

medidas, indicando además, las características del

carbón asociado; térmico (T), metalúrgico (M) y an-

tracitas (A). Estos datos fueron proporcionados por

el Sistema de Información Minero Colombiano

(SIMCO) [2]. Adicionalmente se pueden analizar

gráficamente en el Gráfico 1. donde resaltan por sus

reservas los departamentos de Guajira y Cesar.

2.3 Sistemas de explotación

El análisis del sector es complejo pues se desarrollan

varios tipos de minería de carbón lo que implica dis-

tintas tecnologías y diversas formas de organización

empresarial y condiciones de rentabilidad. Colombia

cuenta con abundantes reservas de carbón térmico

de muy buen rendimiento. Aunque las mayores re-

servas se hallan en la región de la Costa Norte y su

principal destino es la exportación, otras importantes

zonas del país cuentan con este recurso, siendo uno

de los más competitivos en términos de precios.

En la Costa Norte en las zonas carboníferas de La

Guajira, El Cesar y Córdoba-Norte de Antioquia

donde se realiza explotación a cielo abierto, en la

cual se utiliza tecnología de punta que permite una

producción eficiente y competitiva a escala interna-

cional. Se debe destacar que estas zonas tienen unos

costos de producción, de infraestructura de transpor-

te y embarque que las hace altamente competitivas

con respecto a países como Venezuela, EEUU,

Sudáfrica, Australia, entre otros. [4]

En el Departamento del Cesar existe, también, ex-

plotación por minería subterránea, que aplica si-

multáneamente equipos de extracción por el método

de tajo largo, con minado continuo, rozadora y escu-

dos automarchantes también se utiliza el sistema de

cámaras y pilares con alta tecnología. [3]

Por otra parte se tiene el caso de la minería a cielo

abierto con capacidades medias de producción de

650 mil Toneladas al año. En este caso las minas se

hallan localizadas en el Departamento de César. Se

asume que el destino de esta minería mediana es la

exportación. En general también en este caso la acti-

vidad resulta atractiva desde el punto de vista conta-

ble, pero salvo en condiciones de precios internacio-

nales elevados se estima que no puede valorizar las

reservas y bajo ciertas condiciones de precios tam-

poco una nueva inversión.

Por último se tiene la actividad de la minería en pe-

queña escala desarrollada con técnicas rudimenta-

rias, bajo malas condiciones ambientales y sociales.

La actividad suele ser complementaria de otras, co-

mo la agrícola, y los precios de oferta se suelen fijar

según costos variables, lo que impide una moderni-

zación de la mecanización de las actividades. Al

menos ello fue así durante un prolongado período en

el cual los precios del conjunto de los energéticos y

del propio carbón mineral eran bajos como para

permitir nuevas inversiones para mejorar el desem-

peño de este tipo de minería. Ella estaría bien repre-

sentada por algunas minas subterráneas localizadas

en el Departamento de Boyacá (Ej. Municipio de

Samacá), cuyo nivel de producción es del orden de

las 18 mil de toneladas al año o por el caso de otras

minas típicas del departamento de Boyacá, localiza-

das en una zona económica con un desarrollo indus-

trial caracterizado por empresas consumidoras de

carbón como acerías, metalurgias, cementeras, cen-

trales termoeléctricas con capacidades del orden de

las 7 mil toneladas al año. [6]

Otro tanto se observa en zonas de los departamentos

de Cundinamarca, Norte de Santander y Antioquia.

En el año 2010 67,35 millones de toneladas fueron

producidas a cielo abierto que representan el 90,59%

de la producción y 7,0 millones fueron producidos

por minería subterránea que representan el 9,41% de

la producción.

2.4 Beneficio y transformación

Existen diferentes procesos de beneficio y transfor-

mación con los cuales se comercializa el carbón en

Colombia. En la Zona Carbonífera La Guajira, se la-

va aproximadamente un 10% de la producción y se

comercializa triturado. En el Cesar, el carbón se co-

mercializa triturado. En las zonas de Cundinamarca

y Boyacá, a los carbones se les practica procesos de

lavado y coquización. Las plantas de lavabilidad

más importantes son: Santa Teresa y Milpa en Bo-

yacá y Carbocoque en Cundinamarca. El lavado se

hace mediante un proceso húmedo. Para el proceso

de coquización se utilizan hornos de solera, colmena

y una batería de hornos verticales en Belencito, Bo-

yacá. Actualmente, existe un auge en la construcción

de hornos de colmena, con ducto interno y de solera,

con menor impacto al medio ambiente y mayor efi-

ciencia para cumplir con los requerimientos del

mercado internacional.

En Norte de Santander, los carbones se coquizan uti-

lizando hornos de pampa y solera. Allí se ha expe-

rimentado los hornos de colmena con ducto interno.

En las zonas de Antioquia y Valle del Cauca - Cau-

ca, los carbones se comercializan cribados y, en al-

gunos casos, triturados.

En el año 2004, en la Zona Carbonífera Cundina-

marca existían 634 hornos de coquización, de los

cuales 457 son de colmena, 143 de pampa y 34 de

solera. En la Zona Carbonífera Boyacá hay 598 hor-

nos de los cuales 520 son de colmena, 58 verticales

y 20 de solera. En Norte de Santander se han repor-

tado cerca de 200 hornos, entre pampa y colmena.

[3]

2.5 Producción nacional por zona

En la Tabla 2., se presenta la producción nacional de

carbón, por departamento, para el año 2010.

Se pueden observar estos datos comparativamente

en el Gráfico 2., donde consecuente con las reservas

los departamentos con mayor producción son Guaji-

ra y Cesar. Estos datos fueron proporcionados por el

Sistema de Información Minero Colombiano

(SIMCO) [2]. Se alcanzó una producción total de

74,35 millones de toneladas, de las cuales 69,78 mi-

llones de toneladas corresponden a carbones térmi-

cos, 4,57 millones de toneladas corresponden a car-

bones metalúrgicos y 2,03 mil toneladas

corresponden a carbones antracíticos.

La Zona Carbonífera de El Cesar se destaca por ser

la mayor productora del país con un total de 36,02

millones de toneladas. En segundo lugar, se ubica la

Zona Carbonífera de La Guajira con una producción,

para el año 2010, de 31.10 millones de toneladas. El

resto del país produjo 7,23 millones de toneladas. Es

importante resaltar que la producción de los carbo-

nes coquizables, en el interior del país, ha venido en

aumento en los últimos años, asociado a la demanda

internacional que se viene dando por este tipo de

carbones y el coque Tabla 2. Producción de carbón en miles de toneladas por departamento. [2] Departamento Producción de carbón por

departamento en miles de

toneladas (2010)

Guajira 31.098

Cesar 36.016

Boyacá 2.676

Norte de Santander 2.117

Cundinamarca 2.056

Antioquia 149

Santander 136

Córdoba 100

Cauca 1

Casanare 0

Valle del Cauca 0

Total 74.349

Gráfico 2. Producción de carbón en miles de toneladas por de-

partamento. [2]

2.6 Exportaciones de carbón térmico y metalúrgico

De todos los combustibles fósiles, el carbón es el

más abundante en el mundo. Existen en el mundo

más de 1 billón de toneladas en reservas totales ac-

cesibles de forma económica, y mediante las tecno-

logías de explotación disponibles actualmente. De

0 5.000

10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000

estas reservas cerca la mitad corresponden a carbón

de alto rango o carbón duro.

Aunque el nivel de reservas de Colombia es alto, es

importante destacar que no ocupa un lugar importan-

te a nivel mundial, pero sí en cambio como exporta-

dor.

Normalmente los importadores de carbón se abaste-

cen de un amplio rango de fuentes. La razón de esta

diversidad en la comercialización del carbón, no

sólo es un asunto de poder contar con varios provee-

dores, sino que también tiene que ver con la necesi-

dad de usar diferentes calidades de carbón para satis-

facer requerimientos específicos de los clientes. Los

países más importantes en la exportación mundial de

carbones térmicos y metalúrgicos son Australia,

EUA, Sudáfrica, Indonesia, Canadá, China, Colom-

bia, Polonia y la ex URSS. [6]

En la exportación colombiana el carbón es un recur-

so de mucha importancia y un gran generador de di-

visas. En las últimas décadas la exportación se ha

aumentado de forma muy considerable, y se han ido

duplicando, pasando de 14,8 millones de toneladas

en el año 1990 a 35,4 millones de toneladas, en el

año 2000 y a 68,7 millones de toneladas en el año

2009. En promedio, para el año 2009 la tonelada de

carbón térmico de exportación FOB, se vendió a

US$ 76,95 y la de coque a US$ 194,37 [5]. En el

año 2009, las exportaciones del carbón representa-

ron más del 90% de la producción nacional de

carbón, y es un comportamiento que se ha manteni-

do en las últimas décadas.

Del total de las exportaciones, 68,7 millones de to-

neladas durante el año 2003, el 97% corresponde a

carbones térmicos y el 3% a otros tipos de carbones,

principalmente metalúrgicos y coques. Sobresalen

los centros de producción de las zonas carboníferas

de La Guajira y Cesar como las mayores exportado-

ras de carbón térmico con un 98.1% del total expor-

tado. [5]

Colombia exporta sus carbones a los mercados nor-

teamericanos, asiáticos, europeos y a otros países de

Latinoamérica. [3]

2.7 Consumo interno

El consumo de carbón en el mercado interno tiene

principalmente dos destinos, el consumo en Indus-

trias y para generación eléctrica. El consumo indus-

trial representa en la actualidad más del 70 % de la

producción destinada al mercado interno y se con-

centra en ramas donde hay mucho consumo de

energía, como la del cemento y otras donde la com-

petitividad de su precio se ha vuelto una opción

frente al gas natural. El volumen consumido por la

industria en 2009 se estima en de 5.5 toneladas al

año. [6]

Por otra parte la generación de electricidad con

Carbón se limita a Termopaipa, TermoGuajira, Ter-

mozipa y Termotasajero. Se prevé que en un escena-

rio de precios crecientes del gas natural la demanda

podría aumentar tanto en industrias como para gene-

ración de electricidad.

En particular la ampliación de la industria del ce-

mento, con miras a su exportación a Centroamérica,

para la construcción del Canal de Panamá y para

abastecer las necesidades de ampliación de infraes-

tructura prevista podría ser un fuerte impulsor de la

demanda interna de carbón en la región de la Costa y

en Antioquia.

El consumo interno de carbón mineral por parte de

la industria se concentra en unas pocas ramas, pero

se halla disperso en distintas zonas del país. En el

Gráfico 3. se puede observar el consumo de carbón

mineral térmico en industrias para el año 2009. [6]

Gráfico 3. Consumo de Carbón en miles de toneladas 2009. [6]

De la comparación entre los consumos industriales

(Tabla 3) y la producción se obtiene una noción del

comercio interregional de carbón, lo que requerirá

en el futuro de un mayor seguimiento del sector, de

un análisis de los flujos de transporte por carretera.

Vale la pena destacar el cambio en el consumo de

carbón térmico en los diferentes sectores en las

décadas pasadas, debido principalmente a la implan-

tación masiva del gas domiciliario e industrial en la

década de los años 90. Además, aparece otra causa

originada en la influencia de los cambios del consu-

mo en el sector eléctrico, sujeto a las condiciones

climáticas, lo que significa que en épocas de lluvias

el consumo de carbón, en la generación de las cen-

trales térmicas, disminuye.

0% 3%

19%

30% 29%

12%

7%

Caldas - Quindio - Risaralda

Transoriente - Barranca - Cucuta

Valle

Tabla 3. Producción y consumo industrial de carbón mineral por grandes regiones en millones de toneladas 2008. [6]

Localización Producción Consumo interno

en industrias

Consumo ˃ o ˂

que producción

Carbón de la costa (Guajira,

Córdoba y Cesar)

65,5 1,6 ˂

Antioquia 0,4 1,6 >

Cauca y valle del Cauca 0,1 1 >

Cundinamarca y Boyacá 4,6 1,1 ˂

Santander y Norte de Santan-

der

2,3 0,1 ˂

2.8 Situación ambiental y social de la minería de carbón

Existe un amplio segmento de la minería denomina-

da artesanal, informal o de subsistencia, que se ca-

racteriza por una explotación selectiva realizada a

nivel individual o de grupos pequeños, no legaliza-

da, con tecnologías inadecuadas y de bajo rendi-

miento. Esta minería genera problemas sociales re-

lacionados con la salud, seguridad industrial, trabajo

de menores de edad en las minas y en los aspectos

laborales. Para la minería informal, el Código de

Minas prevé la creación de áreas de reserva especial,

contemplando la conformación de proyectos mine-

ros comunitarios en regiones en las que, dadas las

características geológico-mineras, es procedente es-

tablecer trabajos mineros viables o alternativamente,

el establecimiento de proyectos de reconversión, pa-

ra aquellas áreas cuyas características técnicas,

económicas, ambientales y sociales no hacen viable

la explotación minera. Existe un grupo intermedio

de pequeños y medianos mineros que no cumplen

con las normas establecidas, en los aspectos mine-

ros, ambientales, fiscales y laborales, pero cuya mi-

nería puede ser técnica y económicamente viable,

que es necesario transformar a la legalidad en sus di-

ferentes ámbitos, aplicando estrictos medios de re-

gulación y control del Estado, complementados con

procesos de educación y capacitación.

Existe también un grupo reducido de empresas debi-

damente organizadas que, independientemente de su

escala operacional, cumplen con las normas en cuan-

to a programas y actividades de manejo ambiental y

gestión social, cumpliendo además con estándares

de seguridad industrial, salud ocupacional y obliga-

ciones laborales. [3]

2.9 Sistemas para el transporte del carbón

El transporte de carbón en el país, se realiza princi-

palmente por medio de dos sistemas: Red vial de ca-

rreteras y red vial ferroviaria.

2.9.1 Red vial de carreteras El carbón se transporta por medio de rutas que son

una combinación de troncales transversales, caminos

vecinales y mineros, con variadas especificaciones

de diseño, construcción y mantenimiento, para las

cuales el uso real en muchos casos supera las especi-

ficaciones. Por esta red se moviliza, aproximada-

mente, el 45% del carbón producido. [3]

El transporte del carbón tiene como escenario prin-

cipal las diferentes zonas productoras, los centros

donde están ubicadas las grandes industrias consu-

midoras, los puertos marítimos, y algunos puertos

fluviales.

2.9.2 Red vial ferroviaria La red férrea nacional se caracteriza por ser de vía

angosta (0,9144 m) y con una longitud de 2.289 km,

de los cuales 1.086 km se utilizan, eventualmente,

para transportar carbón, desde Lenguazaque (Cundi-

namarca) hasta Santa Marta, con cantidades aproxi-

madas de 180.000 t/año, lo cual no representa el 1%

del carbón movilizado en el país. De esta infraes-

tructura se rehabilitaron 270 km para transportar el

carbón desde La Loma hasta Ciénaga (Magdalena).

En La Guajira, opera un ferrocarril de trocha ancha

(1,435 m), de 150 km de longitud, que transporta to-

do el carbón de la mina El Cerrejón a Puerto Bolí-

var. Este es el mayor ferrocarril transportador de

carbón del país, pues moviliza el 52% del total del

carbón producido a nivel nacional. En el caso de las

vías férreas del interior del país, su estado de aban-

dono ha impedido la utilización como medio princi-

pal de transporte de carbón el desarrollo y creci-

miento de la minería del carbón en estas zonas con-

tribuyen, en la actualidad, con su recuperación. [3]

2.9.3 Puertos carboníferos e infraestructura por-tuaria

En Colombia, los puertos se clasifican en dos tipos:

gran y pequeño calado. De gran calado son los puer-

tos en donde atracan embarcaciones con capacidad

mayor de 10.000 t de registro neto o con calado

igual o superior a 15 pies, o en los que se movilice

una carga superior a 1.000.000 t/año.

En la actualidad existen seis puertos marítimos auto-

rizados para la exportación exclusiva de carbón (So-

ciedad Portuaria Regional Santa Marta - Carboan-

des, American Port Company- Drummond, C.I.

Prodeco, Atlantic Coal de Colombia, Carbomilpa,

Carbocol).

Por otro lado, existen otros puertos que mueven,

además de carbón, otro tipo de carga (Sociedad

Cementos del Caribe, Compañía Colombiana de

Clinker, Sociedad Portuaria Mamonal y Sociedad

Portuaria Regional Buenaventura).

La capacidad instalada, en el año 2003, en los puer-

tos colombianos era de 82,6 millones de toneladas.

El mayor inconveniente de operación es la baja ca-

pacidad de las naves que recalan a los puertos car-

boneros. Únicamente en tres terminales, Puerto

Bolívar, Puerto Zúñiga y American Port Co., la ca-

pacidad de los buques puede superar las 80.000 to-

neladas (tipo Cape) a los otros terminales, sólo lle-

gan buques tipo Handy que tienen una capacidad

máxima de 45.000 t.

A continuación, se presenta una descripción de al-

gunos de los puertos y sus principales característi-

cas:

- Puerto de Barranquilla

Propietario: Carbones del Caribe.

Localización: Aproximadamente, a 10 km al este de

la desembocadura del río Magdalena en el Mar Ca-

ribe.

Profundidad: Fluctúa entre 11 m y 13 m.

Topografía: Los terrenos son planos e incluyen zo-

nas cenagosas del delta del río.

Usos de la tierra: Zona portuaria de Barranquilla.

Observaciones: No admite buques mayores de

40.000 t. por las restricciones de calado del río

- Puerto de Santa Marta - Puerto Zúñiga

Propietario: Prodeco.

Localización: Bahía de Santa Marta.

Profundidad En el sector de Puerto Zúñiga se en-

cuentran la línea de 20 m a 4 km de la costa.

Topografía: En este sector las pendientes de los te-

rrenos son muy suaves.

Usos de la Tierra: A menos de 1 km de Puerto Zúñi-

ga está ubicado el aeropuerto de Santa Marta y hacia

el sur, se han desarrollado proyectos turísticos.

El área fue declarada zona turística por resolución

344 de 1972 y por el Acuerdo Municipal 002 de

1988.

Observaciones: Se presentan conflictos por uso de la

tierra.

- Puerto de Santa Marta

Propietario: Carboandes.

Localización: Bahía de Santa Marta.

Profundidad: La línea de 20 m se encuentra a menos

de 500 m de la costa.

Topografía: En este sector el terreno es plano rodea-

do por colinas.

Usos de la Tierra: Se encuentra en la Zona Portuaria

de la Bahía de Santa Marta; hacia el sur, se han des-

arrollado proyectos turísticos.

Observaciones: Se presentan conflictos por uso de la

tierra

- Puerto de Tamalameque

Propietario: Carbones del Caribe.

Localización: Municipio de Tamalameque, en la

margen derecha del río Magdalena.

Profundidad: En época de verano el calado se reduce

a 3 m en el río y a 2 m en el Canal del

Dique.

Topografía: Los terrenos pertenecen al delta del río

y son planos.

Usos de la tierra: Agricultura.

Observaciones: El transporte se realiza en barcazas

por las restricciones de calado del río.

- Puerto Bolívar

Propietario: Carbocol (Glencore, Ancoal, y BHP Bi-

llintong).

Localización: Bahía Portete

Profundidad: Mayor de 20 m a 300 m de la costa.

Topografía: Los terrenos son en su totalidad planos.

Usos de la tierra: Ninguno.

Observaciones: No se interpone con otros usos de la

tierra y presenta excelentes condiciones de oleaje y

profundidad.

- Puerto de Ciénaga

Propietario: Drummond Ltda.

Localización: Municipio de Ciénaga en el Departa-

mento del Magdalena

Profundidad: La profundidad de 20 m se encuentra a

9 km aproximadamente de la costa.

Topografía: Los terrenos son en su totalidad planos.

Usos de la tierra: Agricultura (sorgo y banano)

Observaciones: Compatibilidad de usos de la tierra,

disponibilidad de ferrocarril, cercanía a las minas del

Cesar. [3]

3 DEMANDA DE GAS NATURAL

Durante los últimos años la demanda de gas natural

ha tenido un crecimiento constante, llegando a con-

vertirse en uno de los objetivos de política energéti-

ca más importantes y aumentando su participación

en el consumo final de energía.

El crecimiento del consumo total ha sido determina-

do por el comportamiento hidrológico, debido a que

en los meses de menos lluvias la generación eléctri-

ca del país es respaldada por las generadoras térmi-

cas, principalmente las de gas ciclo combinado.

Existen dos mercados claramente definidos, asocia-

dos con la infraestructura de transporte y la de sumi-

nistro. La Costa Atlántica, utiliza el gas natural para

la generación de electricidad en una proporción del

48.3%, la industria lo hace con una participación del

33%, y el doméstico usa el 9% de ese mercado. [9]

En el interior del país el consumo de gas ha tenido

un comportamiento homogéneo, presentando una ta-

sa promedio de anual del 10.5%, resultado de la la-

bor conjunta tanto del sector privado y de los usua-

rios, como del gobierno en la coordinación e

implementación tendientes a promover el uso de este

energético en todos los sectores de consumo. [9]

El comportamiento sectorial de consumo señala a

los sectores industrial y termoeléctrico como los

mayores demandantes de gas natural con un alto di-

namismo en los sectores doméstico y GNV (gas para

el sector transporte). El consumo de gas natural por

parte de ECOPETROL se ha mantenido a lo largo

del periodo y constituye el eje de compensación de

los incrementos marginales de consumo en otros

sectores.

El gas natural se ha ido convirtiendo en una de las

fuentes de energía más importantes en el país, pa-

sando de una representación en el consumo final del

5,7% en 1990 al 16,4% en 2009. Mientras en 1990

la oferta de gas natural era de 385 MPCD, en 2009

fue de 1.003 MPCD. La principal fuente de produc-

ción es el departamento de La Guajira cuya partici-

pación no ha bajado del 60% durante el periodo

1990-2009. Durante los últimos años, las reservas

probadas se han mantenido por encima de los 4.000

GPC. Sin embargo, tras el aumento del consumo de

los sectores industrial, vehicular y residencial, se ha

comenzado a cuestionar si las reservas son suficien-

tes para atender esta demanda a mediano plazo. De

acuerdo a lo indicado por el Ministerio de Minas y

Energía, mediante circular 18054 de 29 de diciembre

de 2009, el factor R/P de referencia para 2009 es de

7 años. [5]

Colombia puede duplicar sus reservas de gas con el

gas metano asociado al carbón, dichas reservas son

del orden de 4 TPC. La utilización de estas reservas

permite un espacio de tiempo para nuevos hallazgos

y para la entrada de importaciones de gas desde Ve-

nezuela a partir del año 2012 el cual garantiza el

abastecimiento interno. Las proyecciones de deman-

da de la UPME en su escenario alto indican que para

mediados de 2017 se requerirán 1.100 MPCD y que

en 2020 se solicitarán más de 1.200 MPCD, pasando

el umbral de los 1.500 MPCD en 2028. [5]

En los últimos años se ha venido presentando el

fenómeno climatológico de El Niño, lo cual hace

que se aumente el consumo de gas natural por parte

de las termoeléctricas, sin embargo, esta situación se

ha normalizado. El consumo en la industria ha teni-

do un alto crecimiento en la última década, en el pe-

riodo 2000-2006 creció al doble, pero se ha visto

afectado por las restricciones impuestas para cubrir

el fenómeno de El Niño, para dar prioridad al con-

sumo doméstico. El consumo vehicular también ha

crecido, para el periodo 2002 a 2009 ha crecido seis

veces pasando de 13 MPCD a 76 MPCD, además el

número de vehículos convertidos continúa en au-

mento pasando de 18.369 vehículos en diciembre de

2002 a 313.433 vehículos a julio de 2010. Durante el

periodo de enero a julio de 2010 se han convertido

en promedio 1.580 vehículos al mes. El Ministerio

de Ambiente adjudicó un cupo para importación sin

aranceles de 100 vehículos híbridos, eléctricos y de-

dicados a gas natural para 2010, y para 2011. Este

sector también se ha visto afectado en los momentos

de restricción del consumo. El sector residencial

cuenta con 5.479.632 usuarios a junio de 2010, re-

presentando un 98,3% del total de usuarios conecta-

dos, mientras que la industria con 0.1% de usuarios

representa el 25% del consumo. [5]

A través del Decreto 2730 de 29 de julio de 2010 del

Ministerio de Minas y Energía, se establecen ins-

trumentos para asegurar el abastecimiento de gas na-

tural. La UPME recibe entre otras las funciones de

elaborar un Plan indicativo de los requerimientos de

expansión del Sistema Nacional de Transporte y la

función de identificar diferentes alternativas para el

almacenamiento en plantas satélite y analizarlas.

Desde octubre de 2009, la UPME puso a considera-

ción de los agentes y demás interesados, la versión

preliminar del documento “Plan de abastecimiento

para el suministro y transporte de gas natural en

Colombia” donde se hace un análisis de las proyec-

ciones de demanda y de oferta, se establecen dife-

rentes alternativas de abastecimiento y se aplica un

criterio de decisión para la selección de la mejor al-

ternativa.

A continuación se presenta el análisis del conjunto

de las actividades que involucran el gas natural pro-

cesado que se utiliza en los diferentes sectores de

demanda, ya sea como combustible o materia prima.

También se analizó las actividades relacionadas con

la forma como llega el gas natural desde el momento

que es inyectado a un gasoducto bajo especificacio-

nes de calidad, y es desplazado hasta el punto de uso

final. Este proceso consta de transporte, distribución,

comercialización y demanda.

3.1 Transporte

El Sistema de Transporte de Gas está conformado

por el conjunto de gasoductos localizados en el terri-

torio nacional que conectan los centros de produc-

ción de gas del país con las Puertas de Ciudad, Sis-

temas de Distribución, Usuarios No Regulados e

Interconexiones Internacionales.

Está compuesto por el Sistema de la Costa Atlántica

de propiedad de Promigas S.A. y el Sistema del In-

terior del país de propiedad de TGI S.A. Estas dos

empresas transportan cerca del 95% de los volúme-

nes de gas del país.

Adicionalmente, el país cuenta con sistemas regio-

nales de transporte operados por Progasur S.A.,

Transoccidente S.A., Transcogas S.A., Transoriente

S.A., Transmetano S.A. y Transgastol S.A. [6]

El sistema de transporte de la Costa Atlántica, a di-

ferencia del interior del país, se encontraba plena-

mente constituido con anterioridad al inicio del plan

de gas en la década de los 90. Desde ese momento

fue necesario realizar ampliaciones en cuanto a nue-

vos gasoductos regionales para lograr ampliar la co-

bertura de la población, ya que los grandes mercados

ya estaban cubiertos en ese momento por el sistema

troncal de transporte. El sistema de transporte del in-

terior del país se desarrolló como eje fundamental

del Plan de Masificación de Gas. Sin embargo, antes

del Plan, el interior del país contaba con pequeños

gasoductos regionales que proveían gas a poblacio-

nes cercanas a los campos de producción. Estos fue-

ron: Gasoducto Apiay-Bogotá y Gasoducto Payoa

Provincia-Bucaramanga. [9]

El Sistema de la Costa Atlántica cuenta con dos

campos importantes de suministro: Ballena y La

Creciente y centros de consumo que incluyen las

principales ciudades de la Costa Atlántica, centrales

termoeléctricas y usuarios industriales clasificados

como grandes consumidores. El gas transportado por

el Sistema de la Costa Atlántica fluye desde Ballena

hacia Cartagena y desde LaCreciente hacia Cartage-

na.

El Sistema del Interior cuenta con dos campos im-

portantes de suministro: Ballena y Cusiana y centros

de consumo conectados a través de los sistemas re-

gionales, centrales termoeléctricas y usuarios indus-

triales clasificados como grandes consumidores.

Se tiene prevista la ampliación de la capacidad del

sistema de transporte hacia Mamonal (Cartagena) en

45 MPCD, lo que permitirá atender los requerimien-

tos de la Refinería de Cartagena actualmente en re-

modelación. Con este fin se construirá una variante

de 9 km en 24 pulgadas. Recientemente entró en

operación una ampliación de la capacidad de trans-

porte del tramo Ballena-Barrancabermeja desde 190

MPCD a 260 MPCD, lo que permitirá aumentar el

flujo de gas proveniente de La Guajira ya sea desde

el campo de Ballena, o como producto de eventuales

importaciones provenientes de Venezuela. La ex-

pansión se dio por medio de la instalación de nuevas

estaciones de compresión y el aumento de la poten-

cia de las estaciones compresoras existentes.

Tambien, se amplió la capacidad del gasoducto Cu-

siana-Vasconia en 60 MPCD por medio de la insta-

lación de estaciones de compresión, alcanzando una

capacidad de transporte de 210 MPCD.

La demanda de gas natural mantiene una tendencia

creciente que requiere de ampliaciones adicionales

en la red de tal que sea posible soportar las necesi-

dades de consumo actual y potencial. [6] El Sistema

Nacional de Transporte no es flexible, manejando

poco margen de tolerancia, con ausencia de instala-

ciones de almacenamiento.

Es importante nombrar el Decreto 2730 de 2010, en

el cual se abordan las siguientes directrices en mate-

ria de confiabilidad. A continuación se transcriben

algunos apartes de la norma, que se consideran rele-

vantes:

“Artículo 16. Almacenamiento Estratégico. Se es-

tablecen las siguientes disposiciones en materia de

Almacenamiento Estratégico de Gas Natural:

Sector No Termoeléctrico. Los comercializadores

de gas natural y los Usuarios No Regulados que

actúan directamente en el mercado, y que estén

obligados a contratar suministro firme de gas natu-

ral…, tendrán la obligación de mantener el siguien-

te Almacenamiento Estratégico:

- Unas existencias disponibles en todo momento,

equivalentes a cinco (5) días de su consumo de gas

natural, medido este último sobre los consumos del

año inmediatamente anterior, que deberían ser

abastecidos mediante contratos de suministro en

firme. Dichas existencias se podrán mantener en:

almacenamientos subterráneos, pudiéndose compu-

tar en dicha cuantía la parte del gas colchón extraí-

ble por medios mecánicos; en plantas de regasifica-

ción o en plantas satélite.

Sector Termoeléctrico. Las plantas termoeléctricas

a las que se les venzan los contratos de suministro

en firme de gas que respaldan sus Obligaciones de

Energía Firme y quieran continuar respaldando di-

chas obligaciones con gas, así como, las plantas

termoeléctricas que a la fecha de expedición del

presente Decreto no tengan respaldadas sus Obliga-

ciones de Energía Firme con gas natural, pero pre-

tendan hacerlo con posterioridad a la entrada en vi-

gencia del mismo, podrán optar por una cualquiera

de las siguientes alternativas para acceder al sumi-

nistro de dicho combustible y respaldar las obliga-

ciones referidas:

i) Suscribir Contratos de Suministro con Firmeza

Condicionada o Contratos de Opción de Compra de

Gas (OCG) con Usuarios No Regulados pertene-

cientes al Sector No Termoeléctrico que cuenten con

Contratos de Suministro en Firme de gas natural. El

suministro de gas a la termoeléctrica se hará efecti-

vo cuando el despacho de la planta y/o unidad de

generación sea requerido por una cualquiera de las

razones previstas en la normatividad del sector eléc-

trico que se encuentre vigente o entre a regir en un

futuro.

ii) Suscribir Contratos de Suministro en Firme de

gas proveniente de proyectos de regasificación de

carbón, pudiendo o no tener vinculación económica

con el proyecto.

iii) Mantener el siguiente Almacenamiento Estraté-

gico:

- Para las plantas existentes, unas existencias de gas

natural disponibles en todo momento, equivalentes a

un mínimo de cinco (5) meses y a un máximo de

ocho (8) meses, según defina la

Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG),

de un consumo de gas equivalente a la diferencia

que resulte entre el consumo de gas que requerirían

para operar a plena Capacidad Efectiva Neta y el

consumo de gas que requerirían para operar con el

Factor de Utilización Promedio registrado en los

últimos tres (3) años consecutivos, sin presencia del

Fenómeno de El Niño - Oscilación del Sur (ENOS).

- Para las plantas nuevas, unas existencias de gas

natural disponibles en todo momento, equivalentes a

un mínimo de cinco (5) meses y a un máximo de

ocho (8) meses, según defina la Comisión de Regu-

lación de Energía y Gas (CREG), de un consumo de

gas equivalente a la diferencia que resulte entre el

consumo de gas que requerirían para operar a ple-

na Capacidad Efectiva Neta y el consumo de gas

que requerirían para operar con el Factor de Utili-

zación Promedio esperado, factor que para tal efec-

to estimará el Centro Nacional de Despacho (CND)

y que será ajustado cuando exista información real

suficiente para efectuar un cálculo en los mismos

términos definidos en el ítem inmediatamente ante-

rior.

Dichas existencias se podrán mantener en: almace-

namientos subterráneos, pudiéndose computar en

dicha cuantía la parte del gas colchón extraíble por

medios mecánicos; o en plantas de regasificación.

Dichas infraestructuras deberán estar conectadas a

la red de transporte, debiendo el agente del Sector

Termoeléctrico garantizar que exista capacidad su-

ficiente para el transporte de los respectivos volú-

menes, además de su transporte básico”. [10]

Los principales objetivos de las disposiciones trans-

critas son los siguientes:

· En el Sector No Termoeléctrico, garantizar una ca-

pacidad de almacenamiento que permita garantizar

la continuidad de suministro y transporte, ante man-

tenimientos programados y no programados que se

presenten ya sea en las instalaciones de suministro,

como en la infraestructura de transporte.

· En el Sector Termoeléctrico, garantizar la disponi-

bilidad de gas para las plantas y/o unidades de gene-

ración, sin que dicha garantía conlleve el dimensio-

namiento ineficiente de la capacidad de producción

y de transporte, y sin que la demanda cíclica de gas

natural por parte del sector termoeléctrico, cuya

máximo se registra con la presencia del Fenómeno

del Niño, estrese la infraestructura disponible y ori-

gine racionamientos de gas, como el declarado en

septiembre de 2009.

De adoptarse el Decreto, éstas y otras disposiciones

que se están tomando, permiten asegurar el abaste-

cimiento nacional de gas natural a mediano y largo

plazo.

3.2 Consumo de gas natural en Colombia

En el caso de Colombia, la brecha entre la demanda

media y la demanda máxima puede ser altamente va-

riable, según se presente o no el fenómeno de “El

Niño”. Esta situación de inestabilidad de la demanda

real, junto a la necesidad de dar respaldo al sistema

eléctrico, ha conducido a varios importantes fenó-

menos en el mercado de gas: Una contratación en firme por parte de los

generadores eléctricos para cumplir con el cargo por confiabilidad.

Un mercado secundario de reventa en cate-goría interrumpible de proporciones eleva-das.

Una captura de la renta del gas por parte de los generadores eléctricos.

Una distorsión entre los conceptos de cate-goría “Firme” e “Interrumpible”, toda vez que los períodos de vigencia real del merca-do interrumpible supera a la del mercado en firme y, además, genera mayores precios en el mercado interrumpible que en el firme.

Una distorsión de las leyes de oferta y de-manda, en tanto los precios medios resultan inferiores en los períodos de máxima deman-da que en los períodos de demanda mínima o media.

La dificultad de firmar nuevos contratos con lo que los principales consumidores no tie-nen firmeza de respaldo para sus consumos.

Una situación de incertidumbre que ha dis-torsionado el mercado ya desde fines de 2006 y que había sido anticipado por la UPME en 2007.

La falta de coordinación entre el sector transporte de gas y los productores, que ha demorado las ampliaciones del sistema de transporte.

En la Tabla 4. se muestra una estimación del consu-

mo de gas natural por regiones y sectores.

A continuación se muestra el Gráfico 4. Donde se

puede observar la amplitud entre demanda máxima y

mínima. Se muestra el gran impacto que genera la

demanda de las termoeléctricas de la costa, debido a

las variaciones de en fenómenos hídricos y como

este impacto se puede observar principalmente en la

satisfacción de la demanda industrial y el mercado

de GNV en el interior.

Se puede observar que los problemas del abasteci-

miento de gas están relacionados en gran parte, con

una oferta demasiado ajustada a la demanda máxima

ocasionada por los requerimientos del sector eléctri-

co en períodos críticos, y una sobrecapacidad cuan-

do no ocurre dicho evento crítico. El hecho de que

los mercados más afectados sean los industriales del

interior, los de la costa y el GNV del sistema del in-

terior o aún de que los compromisos de exportación

a Venezuela no se hayan podido cumplir son situa-

ciones que se deben corregir. Por estas razones, se

han venido dando revisiones de la normativa de gas,

del modo de funcionamiento del cargo por confiabi-

lidad en el sector eléctrico y de las modalidades de

contratación, que dan lugar a una serie de estrategias

que se proponen en el PEN 2010-2030. Tambien es

necesario realizar estimaciones de la demanda futura

por regiones, tanto para comprender el aporte de los

campos a la oferta de gas, como para planificar el

sistema de transporte de gas.

Se debe comprender que tanto la competitividad del

sector industrial, como el grado de estabilidad y de-

sarrollo alcanzado por el sector domiciliario y de

GNV necesitan garantizar firmeza a estos mercados,

lo que por otra parte redunda en un uso más limpio

de la energía, lo que se considera un requerimiento

creciente en los mercados internacionales. Si bien

los consumidores industriales pueden optar por

combustibles duales tanto la infraestructura de abas-

tecimiento como la anticipación de estos consumos

deben estar disponibles a fin de no crear rupturas in-

deseables o un estancamiento de la oferta de gas.

3.3 Gas Natural Vehicular

La utilización del gas natural como combustible

vehicular en Colombia se remonta a los primeros

años de la década del noventa en la Costa Atlántica.

En el interior del país su desarrollo se inicia en

1999, cuando se establece una política plena de sus-

titución de combustibles, logrando importantes

Tabla 4. Estimación del consumo de gas por regio-nes y sectores. [6] Sistema de la costa MPCD

SECTOR Media Máxima Mínima

Termoeléctrico 182 384 80

Industrial 105 122 89

Petroquímico 11 12 6

Doméstico 30 31 29

GNCV 18 20 16

TOTAL 347 531 234

AREA Media Máxima Mínima

Guajira-Magdalena 19 37 9

Área Barranquilla 208 314 128

Área Cartagena 92 172 63

Área Córdoba-Sucre 27 30 14

TOTAL 347 531 234

Sistema del interior MPCD

SECTOR Media Máxima Mínima

Termoeléctrico 34 97 2

Industrial 235 270 205

Petroquímico 1 4 0

Doméstico 118 124 112

GNCV 64 73 60

TOTAL 452 491 409

AREA Media Máxima Mínima

Antioquia 52

Centro 217

CQR 31

Valle 72

Santanderes 30

Suroeste 17

TOTAL sin termoelectri-

cas

418

avances para consolidar el GNV como una alternati-

va de transporte.

Durante la última década su demanda creció a una

tasa promedio anual de 26.8%, alcanzando en el año

2009 las ventas de este combustible en las estaciones

de servicio del país una magnitud de 76.5 MPCD.

[7]

La demanda Energética, del GNV en 2009 no pre-

sentó un Incremento, respecto a los consumos de

2008, sin embargo el parque automotor se Incre-

mentó, en 21.700 nuevos vehículos Representando,

un aumento del 7.7% y logrando un total de 302.365

a diciembre de 2009.

Gráfico 4.Variaciones entre las demandas máximas y mínimas

entre 2008 y 2010 en MPCD: Impacto de la influencia de

fenómenos críticos sobre la amplitud del rango de la demanda

media por sectores de consumo y sistemas de abastecimiento.

[6]

En el mundo, Colombia es el octavo país con más

vehículos convertidos a GNV 13, con un total de

324.515 vehículos del total mundial estimado en

12.522.531 vehículos. En el 2010 en Colombia estos

vehículos se proveían del GNV en 614 estaciones de

las 18.493 estaciones de carga existentes en el mun-

do.

La declaratoria de racionamiento de gas a finales de

2009 dio inicialmente una priorización del suminis-

tro del combustible, ante la presencia del Fenómeno

del Niño en el territorio colombiano, que exigía

atender de manera prioritaria a la demanda termo-

eléctrica y la domiciliaria. Esta situación fue ajusta-

da posteriormente y a pesar que el suministro del gas

natural vehicular quedó en el mismo nivel de priori-

zación del consumo residencial, el sector del GNV

redujo su participación durante el 2010 a 75.2

MPCD. No obstante, el número de nuevas conver-

siones creció 2% y se sumaron 22.150 vehículos a

gas natural. [8]

3.4 Proyecciones de demanda de gas natural

Para las proyecciones de la demanda de energía se

utilizan los supuestos relativos a las variables de

crecimiento de la población y del producto bruto in-

terno 2010-2030 provenientes respectivamente del

DANE y DNP-MHCP. [8] Se tomaron tres escena-

rios de crecimiento económico de DNP y MHCP los

cuales se presentan en la Tabla 5.

0 50

100 150 200 250 300 350

Tabla 5. Tasas de crecimiento históricas y proyec-ción de escenarios de crecimiento del PIB 2010-2030. [8] Tasas de crecimiento del PIB

Escenarios 1990-2009 2010-2015 2015-2030

Alto 3,60% 5,00% 5,20%

Medio 3,60% 4,00% 4,50%

Bajo 3,60% 3,00% 3,70%

El año 2010, se ha caracterizó por el inició de la re-

cuperación económica del país, el fin de el Fenóme-

no de El Niño en el primer trimestre y el Fenómeno

de La Niña en el segundo semestre, y aumentó del

consumo de gas natural y otros energéticos en el

sector productivo. El consumo de gas natural en el

sector eléctrico se mantuvo alto durante el primer

semestre y se fue reduciendo progresivamente en la

medida que se recuperaba el nivel de los embalses.

Considerando lo anterior, para el año 2011 se el con-

sumo de gas natural para generación eléctrica se ha

reducido de manera drástica, mientras en los demás

sectores se ha incrementado. En el agregado total se

espera una contracción del 12.5%. Entre los años

2011-2020 se prevé en el escenario medio una tasa

de crecimiento media de 4.0%, alcanzándose una

demanda nacional de 1053 MPCD, y entre los años

2020-2030 de 2.2%, de manera que la demanda na-

cional llegue a 1313 MPCD.

La proyección de precios boca de pozo de los cam-

pos de La Guajira y Cusiana para los próximos vein-

te años se prevé creciendo a una tasa media del 3.9

% para los años 2009-2020, mientras que para la si-

guiente década 2020-2030 dicho incremento sería

del 1.1%. Según las simulaciones realizadas por la

UPME [8] los escenarios de producción variarían

respecto al caso base en diferentes necesidades de

incremento de la oferta respecto a 2009. Este rango

va de un aumento de sólo 280 MPCD en el caso del

Escenario Bajo, a un incremento de 775 MPCD en el

caso alto, siendo en el caso medio o base del orden

de los 504 MPCD. [8]

4 DETERMINACIÓN DE LA LOCALIZACIÓN DE LA PLANTA

Ante la amplia oferta y los bajos costos del carbón

en Colombia y teniendo en consideración que el

transporte de el carbón es más costoso que el trans-

porte de gas natural, se basó la selección del sitio de

localización de la planta principalmente en las posi-

bilidades de suministros de carbón, de acuerdo con

las zonas carboníferas y las reservas medidas. De

esta forma se seleccionaron las tres zonas con mayor

cantidad de reservas medidas y se compararon en di-

ferentes aspectos como transporte, factores ambien-

tales, factores sociales, transporte, calidad de los in-

sumos y clima, además se analizaron los impuestos e

incentivos comerciales. Se utilizó el método de toma

de decisiones Electra, por medio del cual se le atri-

buye un peso a cada uno de estos factores y se puede

comparar cual es el mejor sitio de forma global.

Según las reservas medidas presentadas por Ingeo-

minas [3] las zonas carboníferas con mayor cantidad

de reservas son: la zona de La Guajira (3.933,30 mi-

llones de toneladas), El Cesar (2.035,40 millones de

toneladas) y Córdoba- Norte de Antioquia (381,00

millones de toneladas). Estos carbones son de tipo

térmico. De acuerdo con esta información se tuvie-

ron en cuenta estas tres zonas para la selección de la

determinación de la localización de la planta. A con-

tinuación evaluaron los diferentes aspectos para cada

una de las diferentes alternativas.

4.1 Localización y tipo de insumos

4.1.1 Zona de La Guajira

El Departamento de La Guajira constituye la extre-

midad septentrional de Colombia y de América del

Sur, prolongándose en el Mar Caribe en forma de

una larga península. El territorio guajiro, en su ma-

yor parte, es plano y se extiende entre la Sierra Ne-

vada de Santa Marta y la Serranía de Perijá, al sur y

el Macizo Guajiro (serranías de Macuira, Jarara y

Cosinas), en el extremo norte de la península. Los

carbones están localizados en dos tipos de geograf-

ías: En primer lugar, la llanura aluvial del río Ran-

chería encima del yacimiento y en segundo lugar,

una topografía ondulada a abrupta, tanto al este co-

mo al oeste del río Ranchería.

La zona carbonífera está comprendida, dentro de los

límites geográficos del Departamento de La Guajira,

en jurisdicción de los municipios de Barrancas, Hato

Nuevo, Albania y Maicao. Está situada a 125 km al

noreste de Valledupar y a 105 km de Riohacha.

Los carbones ocurren en la Formación Cerrejón,

compuesta por sucesiones de rocas que se mantienen

inalteradas sobre una distancia norte - sur de 57 km,

entre la población de Conejo, al sur y Cuestecitas, al

norte. Tiene una superficie aproximada de 805 km2.

Los carbones presentan un poder calorífico prome-

dio, base boca de mina de 11.586 BTU/lb. Según la

norma ASTM, los mantos del Nivel Superior (175 -

110) se clasifican como bituminosos altos en voláti-

les B y C. Los mantos inferiores (105 - 45), de

acuerdo con la misma norma, corresponden a carbo-

nes bituminosos altos en volátiles A.

El contenido de azufre (0,43%) y la emisión de SO2

(0,74 libras/M BTU) está muy por debajo del límite

máximo aceptado, 1,2 libras/M BTU, por la Agencia

de Protección Ambiental (EPA) de los Estados Uni-

dos de América.

El contenido de cenizas (6,94%) permite el uso de

estos carbones sin algún proceso de lavado.

Los óxidos más abundantes, en las cenizas, son los

de sílice y aluminio; los carbones presentan en pro-

medio cenizas de tipo bituminosos, sólo algunos

mantos, como el 75, 90, 160 y 170, presentan ceni-

zas de tipo lignítico.

El contenido de sodio en las cenizas es alto. Esto es

especialmente acentuado en los mantos del nivel su-

perior, con un promedio de 4,49%, mientras que en

el nivel inferior es de 1,63%. Con este contenido

promedio, de todos los mantos, el efecto de Fouling

se considera medio.

Las temperaturas de fusión de las cenizas indican

que los carbones son adecuados para la utilización

en calderas de fondo seco, donde se requieren tem-

peraturas relativamente altas.

El valor del índice de molienda, 48, se encuentra por

encima de los límites permisibles para no producir

problemas en cuanto a la eficiencia de la trituración

de los carbones en los molinos.

4.1.2 Zona de El Cesar El Departamento del Cesar está localizado al noreste

del país y los yacimientos carboníferos, al este de la

Sierra Nevada de Santa Marta. Tiene una extensión

de 22.905 km2 limitando al norte, con el Departa-

mento de La Guajira; al oeste, con los departamen-

tos de Magdalena y Bolívar; al sur, con el Departa-

mento de Santander y al este, con el Departamento

de Norte de Santander y con la República Bolivaria-

na de Venezuela.

En el Departamento del Cesar se distinguen dos

grandes regiones: Las tierras planas que conforman

los valles de los ríos Cesar, en el norte y Magdalena,

en el sur, que cubren cerca del 86% de su superficie

total; y las montañosas, constituidas por la Sierra

Nevada de Santa Marta, al noroeste y la Serranía de

Perijá o de Los Motilones, al este, expresiones ge-

ográficas que abarcan el 14% restante del territorio.

Cerca al cauce del río Magdalena, las tierras son

muy bajas y anegadizas, donde se desarrollan nume-

rosas ciénagas, siendo la más importante, la de Za-

patosa, en la confluencia de los ríos Cesar y Magda-

lena, que a su vez son las corrientes hídricas más

importantes de la zona.

Los carbones presentan valores de humedad relati-

vamente normales y condiciones bastante favorables

para los procesos de molienda, antes de utilizarlos

como combustibles.

El valor promedio de la humedad de equilibrio +1 es

de 11,39%, con valores máximos y mínimos de

15,31% y 7,23%. El contenido promedio de las ce-

nizas es de 10,32%, con valores máximos y mínimos

de 41,29% y 1,34%: estos valores son relativamente

bajos, si se tiene en cuenta que la desviación están-

dar es de 5,49%.

No obstante lo anterior, estos carbones son muy sen-

sibles a la dilución por minería, desmejorando su ca-

lidad. Las materias volátiles, con promedio de

33,37%, dan una indicación de la reactividad del

carbón y están ligadas a la estabilidad de la ignición

y a la combustión total, permitiendo la selección

adecuada en cuanto a volumen de las calderas y los

procesos de gasificación y licuefacción.

El contenido de azufre promedio es de 0,72%, valor

relativamente bajo y la emisión de SO2 de

1,32 libras/M BTU se encuentran muy próximo a 1,2

libras/M BTU, límite máximo aceptado por la Agen-

cia Americana para la Protección del Medio Am-

biente - EPA. Los anteriores valores pueden generar

compuestos corrosivos en las calderas y gases vene-

nosos que contaminan el ambiente.

El valor del índice de molienda, entre 38 y 73, indica

que estos carbones varían de duros a carbones fáci-

les de moler, pues el efecto del índice de molienda

sobre la capacidad del molino, comienza a ser signi-

ficativo cuando su valor es inferior a 39. Los datos

del análisis mineralógico y de temperatura de fusión

de las cenizas son relativamente normales y no con-

ducen a consecuencias adversas durante la utiliza-

ción de estos carbones. El mineralógico de las ceni-

zas, al diluirlo, no sufre mayores cambios en sus

contenidos. Para el tipo de cenizas bituminosas, los

factores fouling (0,50), slagging (0,22) y temperatu-

ra de viscosidad crítica (1.094 °C) son relativamente

bajos, lo que permite predecir que estos carbones

son poco propensos a formar taponamientos en los

ductos de transmisión del vapor.

Los carbones presentan un poder calorífico entre

7.182 - 12.438 BTU/lb, con un promedio de

10.867 BTU/lb. Se concluye que el carbón del Sec-

tor del Sinclinal La Loma es térmico de buena cali-

dad.

4.1.3 Zona de Córdoba-Norte de Antioquia El Departamento de Córdoba tiene una superficie de

25.000 km² y limita, al norte, con el Mar Caribe y

con el Departamento de Sucre, al oriente con los de-

partamentos de Bolívar, Antioquia y parte de Sucre,

al sur con Antioquia, y al occidente con parte de An-

tioquia y el Mar Caribe.

Cerca del 70% de las tierras son de relieve suave y

corresponden a los valles y llanuras de inundación

de los ríos Sinú y San Jorge. El resto del territorio es

de topografía ondulada a abrupta y corresponde a las

serranías de Abibe, San Jerónimo y Ayapel, las cua-

les nacen en el Nudo de Paramillo y constituyen las

estribaciones septentrionales de la Cordillera Occi-

dental.

El Área Carbonífera Alto San Jorge, la más impor-

tante de esta zona, está localizada hacia el sur del

Departamento de Córdoba, sobre las estribaciones

septentrionales de la Cordillera Occidental; tam-

bién, en Córdoba se localiza el Área Carbonífera

Ciénaga de Oro, ubicada en jurisdicción del munici-

pio del mismo nombre.

Estas dos áreas carboníferas ocupan una superficie

aproximada de 1.700 km2. Las otras tres áreas per-

tenecen al Departamento de Antioquia. La de Tarazá

- Río Man es muy cercana a la del Alto San Jorge y

está situada sobre las estribaciones orientales de la

serranía de Ayapel, en la margen izquierda del río

Cauca.

El Área Carbonífera Purí - Caserí está localizada so-

bre la parte norte de la Cordillera Central, hacia la

ribera derecha del río Cauca y ocupa una superficie

cercana a 1.400 km2. El Área Carbonífera Urabá se

extiende desde los alrededores de Mutatá, al sur,

hasta las cercanías del Golfo de Urabá, en el norte,

sobre la vertiente occidental de la Serranía de Abibe,

ocupando una superficie cercana a los 280 km2.

De acuerdo con los análisis se establece que los car-

bones varían de rango desde bituminoso alto en

volátil C a subbituminosos A, B y C, con un mayor

porcentaje de subbituminoso B. Son carbones no

aglomerantes y aptos para uso térmico.

El poder calorífico varía entre 4.959 BTU/lb -

12.303 BTU/lb, base como se analiza, con un pro-

medio ponderado de 9.281 BTU/lb. Al expresar el

poder calorífico, en base húmeda libre de materia

mineral, se define que son carbones de bajo rango.

La humedad de equilibrio y residual son relativa-

mente altas, con un valor promedio ponderado de

17,57% y 14,49%, respectivamente; estas son condi-

ciones no favorables para los procesos de trituración

y molienda, antes de utilizarlos como combustibles.

Los contenidos máximos y mínimos de las cenizas,

entre 41,07% y 1.95% con un promedio ponderado

de 9,24% en base como se analiza, son relativamente

normales si se tiene en cuenta que su desviación

estándar es de 5,87%. El contenido alto de las ceni-

zas afecta la materia volátil, actuando como diluyen-

te. El contenido promedio ponderado del azufre total

(1,31%) y la emisión de SO2 en libras/M BTU

(2,11), se encuentran por encima al 1,2 libras/M

BTU, límite máximo aceptado por la EPA. Los valo-

res anteriores pueden generar compuestos corrosivos

en las calderas y gases venenosos que contaminan el

ambiente.

Los valores mineralógicos y de temperatura de fu-

sión de las cenizas son relativamente normales y sin

ninguna consecuencia durante la utilización de estos

carbones. El contenido de sílice y aluminio (prome-

dio ponderado de 28,51% y 17,80%, respectivamen-

te) son un factor determinante en la selección del ti-

po de calderas. Las temperaturas de fusión de las

cenizas (>950 °C <1649 °C) indican que los carbo-

nes son adecuados para utilización en calderas de

fondo seco, donde se requieren temperaturas relati-

vamente altas (>1075 °C). El valor del índice máxi-

mo de molienda (53), indica que estos carbones se

encuentran por encima de los límites permisibles pa-

ra no producir problemas en cuanto a la eficiencia de

la trituración en los molinos.

4.2 Transporte

4.2.1 Zona de La Guajira A través de la zona carbonífera cruza, en su parte

central y septentrional, un ferrocarril de 150 km de

longitud, construido para transportar el carbón desde

las minas hasta Puerto Bolívar y una vía asfaltada

que la comunica con la Troncal del Magdalena y,

por medio de esta, con el resto de los principales

centros urbanos e industriales del país. Además,

cuenta con vías de penetración.

4.2.2 Zona de El Cesar La zona carbonífera está comunicada con Bucara-

manga y Bogotá, mediante la Troncal del Magdalena

y a partir de estas ciudades, con el resto del país, así

mismo, en la Costa Atlántica, con los puertos de Ba-

rranquilla, Cienaga y Santa Marta. Está comunicada

con Valledupar, Riohacha y Puerto Bolívar por los

ramales que parten de San Roque y Bosconía. Existe

una vía férrea que comunica el centro del país hasta

el puerto de Santa Marta, parte de esta vía fue re-

habilitada, entre las localidades de La Loma y Santa

Marta, para el transporte del carbón. Igualmente, el

río Magdalena le sirve para el transporte fluvial del

carbón, por medio de barcazas, desde el puerto de

Tamalameque con destino a los puertos de Barran-

quilla y Cartagena.

4.2.3 Zona de Córdoba-Norte de Antioquia Las principales vías de comunicación de la zona

carbonífera son: La carretera Central de Occidente

que de Medellín va hacia la Costa Norte, pasando

por Puerto Valdivia, Caucasia, Montería y llega a

Cartagena, Barranquilla y Santa Marta. Otra vía es la

carretera que conduce al Urabá Antioqueño y al

puerto de Turbo.

Todas las áreas carboníferas cuentan, internamente,

con carreteras y carreteables que se unen con las

vías principales. En el Área Carbonífera Urabá exis-

ten carreteables que la comunican con la Serranía de

Abibe y con Montería. El Área Carbonífera Alto de

San Jorge cuenta con un carreteable que une los ya-

cimientos de carbón con Montelíbano, Caucasia y

Planeta Rica. El Área Carbonífera Purí - Caserí tiene

un carreteable que permite la comunicación con los

municipios de Caucasia, Zaragoza, Segovia y Me-

dellín.

4.3 Factores Sociales

4.3.1 Zona de La Guajira La minería es el principal soporte económico del

Departamento de La Guajira, con una contribución

del 1.6% al PIB nacional, donde el sector minero

tiene una participación del 21.6% del total nacional.

También contribuyen, junto al inmenso potencial

minero carbonífero, los yacimientos de gas, sal, cali-

za y yeso. De esta manera, la explotación de carbón

se convierte en el impulso fundamental de desarrollo

del departamento, con beneficios como la genera-

ción de divisas a escala nacional, y de impuestos y

regalías en el ámbito regional y local.

Con relación a la presencia de comunidades indíge-

nas, en el área de influencia del proyecto, existe el

grupo étnico de los Wayúu con siete resguardos

indígenas establecidos: Alta y Media Guajira; Zaíno

- Guayabito - María Tuy; Loma Mato; San Francis-

co; Trupiogacho – La Meseta y Provincial. Se en-

cuentra, además, el grupo étnico Kogui en el res-

guardo indígena Kogui - Malayo - Arhuaco.

La identidad territorial Wayúu se realiza a través de

la ranchería, que es la unidad territorial en donde

funciona el tejido social con usos y actividades co-

munales como acarrear agua, cocinar, lavar, recoger

leña o cuidar los rebaños. Algunas rancherías son de

carácter transitorio y otras permanentes, de acuerdo

con la disponibilidad de recursos y la dinámica de la

población. La generación de empleos directos por

las explotaciones carboníferas en el Departamento

de La Guajira, ha sido variable desde el momento en

que se iniciaron las explotaciones en esta zona.

El yacimiento carbonífero El Cerrejón es una de las

principales fuentes generadoras de empleo de La

Guajira y una de las más importantes de la región.

En el año 2002 hubo un aumento considerable en el

número de empleados vinculados a la operación mi-

nera, debido a la fusión entre Intercor y Carbones

del Cerrejón. El total de empleados vinculados por

las empresas operadoras en La Guajira ascendió a

4.086, mientras que las empresas contratistas em-

plearon 3.750 personas, para un total de 7.836 em-

pleados en el complejo carbonífero.

4.3.2 Zona de El Cesar Después de las explotaciones de La Guajira, que en

el año 2002 representaron el 45.7% de la producción

nacional, el Cesar, con el 41.5%, es la zona del país

con mayor producción de carbón. El buen desarro-

llo empresarial, en gran parte de las explotaciones,

permite que se cumplan los requerimientos de segu-

ridad social y demás compromisos laborales, lo cual

redunda en la satisfacción de los mineros. Compara-

tivamente, con los ingresos de trabajadores de otros

sectores, los mineros en el departamento poseen un

nivel socio económico más elevado, lo cual tiene re-

percusiones en el alza del costo de vida para la po-

blación de la región.

La generación de empleos directos por las explota-

ciones carboníferas que se adelantan en el Departa-

mento del Cesar, ha sido creciente desde el momen-

to en que se inició la actividad minera en esta zona,

siendo esto consecuente con el incremento en la

producción mostrado anteriormente.

4.3.3 Zona de Córdoba-Norte de Antioquia Con relación a los aspectos sociales y económicos,

el Departamento de Córdoba presenta indicadores

que, según un estudio realizado por Minercol

(2002), son los más críticos dentro del contexto de

los departamentos carboníferos del país. En efecto,

el PIB y los crecimientos promedio per cápita, que

son negativos para diferentes períodos analizados,

sitúan al departamento con los índices más bajos; de

igual manera, en lo que respecta a la cobertura de

acueducto sólo llega al 57%, alcantarillado al 24.5%

y energía al 83.9%, cifras estas que sólo superan la

cobertura del Departamento de Cauca.

En cuanto a educación, el índice de analfabetismo es

del 28.9%, muy superior al promedio nacional que

es del 19.4% y el índice de escolaridad alcanza el

50.1%. La generación de empleos directos por las

explotaciones carboníferas ha correspondido a la es-

tablecida por la mina Las Guacamayas, explotada

por la Empresa Carbones del Caribe en el municipio

de Puerto Libertador.

Ha sido fluctuante entre 60 y 120 trabajadores, de

acuerdo con la producción de cada año, esperándose

un incremento de mano de obra una vez la empresa

estabilice los volúmenes de extracción del recurso.

4.4 Condiciones climáticas

4.4.1 Zona de La Guajira Una característica distintiva de La Guajira es su cli-

ma, cálido y seco a muy seco en el sur y semiárido

en el norte, salvo en las montañas, donde es más

húmedo y, progresivamente, más frío.

Este clima ha originado una vegetación típica, cons-

tituida por arbustos espinosos y cactus.

4.4.2 Zona de El Cesar

Las tierras bajas se caracterizan por climas variados,

desde templados y fríos a paramunos.

4.4.3 Zona de Córdoba-Norte de Antioquia

El clima de las tierras bajas es cálido, aunque varía

desde seco, en el norte, a húmedo, en el sur. Las se-

rranías presentan, en su parte alta, un clima templa-

do de húmedo a muy húmedo.

4.5 Factores ambientales

4.5.1 Zona de La Guajira La minería del carbón, en el Departamento de La

Guajira, se realiza a cielo abierto en grandes explo-

taciones que en sus aspectos de organización, pla-

neación, manejo y control obedecen a estándares in-

ternacionales y cumplen con la normatividad minera

y ambiental del país, así como con las obligaciones

laborales, de seguridad industrial y salud ocupacio-

nal. Por otra parte, cabe anotar que en la región las

empresas carboníferas poseen licencia ambiental y

tienen establecidos planes de manejo ambiental, que

se desarrollan siguiendo las exigencias y controles

de las autoridades ambientales.

Genéricamente, los planes de manejo responden a

los propósitos de prevención, mitigación, recupera-

ción y compensación de los impactos ambientales

ocasionados por la explotación de carbón.

Se considera de gran importancia el plan de recupe-

ración y rehabilitación de terrenos para usos poste-

riores a la minería, cuya conceptualización y diseño

se debe establecer desde las primeras fases de opera-

ción y que debe armonizarse con los requerimientos

legales, los planes de desarrollo regional y de orde-

namiento territorial municipal.

4.5.2 Zona de El Cesar En la Zona Carbonífera Cesar, de acuerdo con las

características geológicas y topográficas, existen ex-

plotaciones a cielo abierto, en áreas con buzamientos

menores a 15°. En estas áreas los impactos ambien-

tales generados por la minería de carbón, son simila-

res a los referidos para las explotaciones a cielo

abierto en el Departamento de La Guajira.

Existen, además, pequeñas áreas en las que se pre-

sentan fuertes plegamientos que hacen tan sólo acce-

sible la explotación por minería subterránea, la cual

se localiza exclusivamente en el Área Carbonífera

La Jagua de Ibirico. En este tipo de minería, los im-

pactos que se causan son similares a las explotacio-

nes existentes en el interior del país.

Las empresas carboníferas de mediana y gran escala,

que representan la casi totalidad del carbón de ex-

portación del departamento, se caracterizan por su

buen grado de organización, con un entendimiento

definido en sus relaciones con el Estado, en cuanto

al cumplimiento de la normatividad minera, ambien-

tal y de sus obligaciones fiscales, laborales y de se-

guridad industrial.

En la Zona Carbonífera Cesar se localizan áreas de

especial importancia ecológica y cultural, cuyo co-

nocimiento es imprescindible para el desarrollo de la

actividad minera, en concordancia con las condicio-

nes ambientales y sociales del área.

Una de tales áreas corresponde a la Reserva Forestal

de la Serranía de Los Motilones, que en el Departa-

mento del Cesar, se extiende a lo largo de la Serran-

ía del Perijá, hasta los límites con Venezuela. Se en-

cuentran, también, los ecosistemas estratégicos de

humedales conformados por la Ciénaga de Zapatosa,

una de las más grandes del país y otras, como las

ciénagas Carmona, El Cucharo, Pesquería, Pajaral,

Chepito, Mochila de Bijagual, Los Mosquitos, Lim-

pia y El Gallo, entre otras.

Otra área de interés corresponde a la comunidad

indígena de los Yuco, que posee los resguardos

indígenas de Iroka y Socorpa, con una extensión de

25.000 hectáreas y 280 habitantes, agrupados en 68

familias, en cercanías a la población de Becerril.

4.5.3 Zona de Córdoba-Norte de Antioquia La Zona Carbonífera Córdoba - Norte de Antioquia

está incluida dentro de la denominada Reserva Fo-

restal del Pacífico, constituida por la Ley 2ª de 1959

y se sobrepone, además, con el Parque Nacional Na-

tural Paramillo, el cual tiene una extensión de

460.000 hectáreas y está localizado en el extremo

norte de la Cordillera Occidental de Colombia, en

los municipios de Tierralta y montelíbano en el De-

partamento de Córdoba y Dabeiba, Ituango y Peque,

en el Urabá antioqueño.

En el Área Carbonífera Alto San Jorge, en Uré, exis-

ten las reservas indígenas Quebrada Cañaveral- Río

San Jorge y Río Verde, pertenecientes al grupo étni-

co Emberá. Al Occidente del Departamento, existen

las reservas indígenas del Alto Sinú - Esmeralda,

pertenecientes al grupo étnico Emberá - Katío.

4.6 Incentivos especiales

Los incentivos especiales en Colombia son iguales

para todo el territorio nacional, y no dependen de la

zona, aunque hay zonas francas permanentes esta-

blecidas en ciertos departamentos, donde el principal

beneficio es la importación y la exportación pero

ninguna de esas zonas francas está ubicada en nues-

tros sitios de interés. Sin embargo es importante

nombrar el tipo de incentivos que hay en el país.

Colombia ocupa el segundo lugar en Latinoamérica

con mejor entorno de negocios, según el Doing Bu-

siness Report 2010. A continuación se presentan los

incentivos más importantes para atraer inversionis-

tas.

Zonas Francas Permanentes: Colombia cuenta con

las zonas francas más competitivas de Latinoaméri-

ca: 15% de impuesto de renta y se permiten las ven-

tas al mercado local.

Zona Franca Uniempresarial: Figura bajo la cual las

empresas se pueden instalar en cualquier lugar del

país.

Contratos de Estabilidad Jurídica: Dan la seguridad

y confianza para saber que las normas que usted en-

contró determinantes para su inversión no van a ser

modificadas.

Otros Incentivos: El gobierno colombiano ha creado

una serie de exenciones del impuesto de renta en

sectores prioritarios.

Sistema Especial de Importación – Exportación

“Plan Vallejo” de Servicios: este sistema especial de

importación-exportación permite a las empresas ex-

portadoras de servicios importar bienes de capital

exentos de IVA y Arancel.

4.7 Impuestos

La tributación minera del carbón es uno de los prin-

cipales factores que el inversionista considera im-

portante, para determinar su participación en un pro-

yecto específico y a su vez sirve para establecer las

condiciones ó parámetros de competitividad de un

país frente a otro. En Colombia, el sistema existente

presenta ventajas frente a los que rigen en países

como Ecuador, Venezuela, Perú y Chile. Compara-

dos estos con los estándares internacionales, la legis-

lación colombiana es considerada, en general, bue-

na, aunque existen diferencias entre la legislación y

la realidad. “No es un secreto que las reglas en el

campo tributario sufren grandes cambios, especial-

mente en la última década, tiempo en el cual se han

realizado más de cinco reformas.”

“El nuevo Código de Minas, hizo avances en mu-

chos campos, incluyendo temas económicos y fisca-

les, como la eliminación de la renta presuntiva y la

flexibilización de las amortizaciones preoperativas.

No obstante, introdujo nuevos cargos por canon su-

perficiario, dependiendo del área, incrementando la

carga por este concepto. También, es importante

anotar que en Colombia existen otros tributos de

carácter general que afectan los resultados empresa-

riales, como son los bonos de paz, impuestos a las

transacciones financieras”

En materia de tributos mineros se mantiene, para

explotaciones superiores a tres millones de tonela-

das/ año, una regalía equivalente al 10% en boca de

mina y del 5% para tonelajes menores.

En la Tabla 6. se presentan algunos de los indicado-

res en materia de impuestos generales en la actividad

empresarial minera.

4.8 Análisis por medio del método Electra

Para realizar el análisis por medio del método de

toma de decisiones Electra se le dio un peso a cada

uno de los criterios analizados anteriormente y pos-

teriormente una calificación para cada una de las al-

ternativas de acuerdo con el mismo análisis como se

muestra a continuación.

4.8.1 Alternativas A1: Guajira (G)

A2: Cesar (C)

A3: Córdoba-Norte de Antioquia (CNA)

4.8.2 Criterios

4.8.2.1 C1: Localización y tipo de insumos El peso de este criterio es el de más importancia para

nuestro análisis por que el transporte de carbón debe

ser mínimo pues es más costoso y es más fácil y

económico realizar el transporte de gas natural.

Además la calidad de los insumos es muy importan-

te para el rendimiento de la planta, procesos de puri-

ficación y molienda del carbón. La selección del

plan de contingencia se hará de acuerdo con este as-

pecto. (W = 10)

A1: Situada en la costa con buena salida al mar y al

mercado venezolano.

Poder calorífico promedio: 11,586 Btu/Lb

Emisión SO2: 0,74 Libras/MBtu ˂ Max (1,2)

Índice de molienda: 48 ˃ Min (39)

Pocas cenizas

Calificación: 10

A2: Situado al noreste del país con buena salida al

mercado venezolano pero sin acceso al mar. Poder

calorífico promedio: 10,867 Btu/Lb

Emisión SO2: 1,32 Libras/MBtu ˃ Max (1,2)

Índice de molienda: 38 - 73 ˃ Min (39) Varían entre

duros y fáciles de moler.

Pocas cenizas

Calificación: 7

A3: Ubicado en el noroeste con acceso al mar cari-

be.

Poder calorífico promedio: 9,281 Btu/Lb

Emisión SO2: 2,11 Libras/MBtu ˃ Max (1,2)

Índice de molienda: 53 ˃ Min (39)

Muchas cenizas que afectan la materia volatil y la

reactividad.

Calificación: 5

Tabla 6. Principales impuestos de Colombia.

Impuesto Tarifa Concepto

Renta 35% Modalidad de renta

preventiva.

Ganancias ocasionales:

Se aplica la misma tari-

fa del impuesto de ren-

ta.

Escudo fiscal: 5 años.

Convenios de estabili-

dad.

Depreciación: Linea re-

cta en general: Esque-

mas de aceleración

moderados.

Amortización diferidos:

En plazo máximo de 5

años.

Remesas 7% Sobre dividendos de

empresas extranjeras:

se difiere si se reinvier-

te.

El impuesto de renta y

remesas juntos equivale

al 39.55%.

IVA 16% Exento para insumos y

bienes dedicados a la

exportación.

Tranasacciones

financieras

4 X mil Aplica a todas las tran-

sacciones financieras

que realicen los empre-

sarios en territorio na-

cional.

Aranceles 5-15% Exento para insumos y

bienes dedicados a la

exportación.

4.8.2.2 C2: Transporte (W = 8)

A1: Ferrocarril de 150 Km. Vía asfaltada hacia la

troncal del Magdalena y vías de penetración.

Calificación: 7

A2: Acceso a la troncal del Magdalena y vías rama-

les. vía férrea habilitada para el transporte de carbón.

Acceso a vías fluviales (Rio Magdalena).

Calificación: 9

A3: Acceso a carretera central de Occidente. Cuenta

con carreteras y carreteables.

Calificación: 5

4.8.2.3 C3: Factores sociales (W = 4)

A1: La minería es el principal soporte económico

del departamento de la Guajira.

El yacimiento del Cerrejón es una de las principales

fuentes de empleo de la región y del departamento

de la Guajira.

Posee resguardos indígenas Wayúu, Kogui, Malayo

y Arhuaco.

Calificación: 8

A2: El buen desarrollo empresarial permite que haya

seguridad social y satisfacción de los mineros.

La generación de empleo ha aumentado acorde con

la minería. Alto costo de vida ocasionado por los al-

tos ingresos.

Calificación: 7

A3: Indicadores críticos dentro del contexto carboní-

fero. PIB y crecimiento per cápita negativo. Baja

cobertura de acueducto, alcantarillado y energía.

Analfabetismo elevado. Baja dependencia de la mi-

nería.

Calificación: 3

4.8.2.4 C4: Condiciones Climáticas (W = 4)

A1: Cálido y seco que puede llegar a ser semiárido

al norte.

Calificación: 8

A2: Tierras bajas y anegadizas. Climas variados.

Calificación: 6

A3: Cálido de seco a húmedo en las tierras planas y

templado de húmedo a muy húmedo en las serranías.

Calificación: 7

4.8.2.5 C5: Factores ambientales (W = 6)

A1: Se cumple con la normativa ambiental del país.

Las empresas poseen planes de manejo ambiental y

licencias.

Hay resguardos indígenas.

Calificación: 9

A2: Se cumple con la normativa ambiental del país.

Las empresas poseen planes de manejo ambiental y

licencias.

Se localizan áreas de importancia ecológica y cultu-

ral: Reserva forestal de La serranía de los Motilones,

la ciénaga de la Zapatosa y otras además de resguar-

dos indígenas.

Calificación: 7

A3: Se encuentra con la reserva forestal del Pacífico,

el parque nacional natural El Paramillo y grupos

étnicos como los Emberas y Katios.

Calificación: 5

4.8.2.6 C6: Incentivos especiales (W = 5) Los incentivos especiales son generales para todo el

país y ciertas zonas francas, pero en ninguna de las

zonas de interés encontramos este tipo de estableci-

mientos, por lo que le daremos a cada una califica-

ción media.

A1: Calificación: 5

A2: Calificación: 5

A3: Calificación: 5

4.8.2.7 C7: Impuestos (W = 5) Los impuestos son generales para todo el país, por lo

que le daremos a cada una calificación media.

A1: Calificación: 5

A2: Calificación: 5

A3: Calificación: 5

4.8.3 Aplicación del método El método Electra para la jerarquización de alterna-

tivas, se basa en operaciones que se efectúan sobre

tablas y matrices. En principio se requiere una tabla

de calificaciones y pesos, como la Tabla 7. Los ele-

mentos de la tabla deben tener valores enteros entre

uno y cinco o entre uno y diez. Con esta tabla se

crean dos matrices, la matriz de concordancias y la

matriz de discordancias. Ambas matrices tiene como

fin el establecer la dominancia de una alternativa so-

bre la otra.

Tabla 7. Tabla de calificaciones y pesos. Alternativa

Guajira Cesar Córdoba N. A.

Criterio Peso A1 A2 A3

Insumos C1 10 10 7 5

Transporte C2 8 7 9 5

Social C3 4 8 7 3

Clima C4 4 8 6 7

Ambiental C5 6 9 7 5

Incentivos C6 5 5 5 5

Impuestos C7 5 5 5 5

4.8.3.1 La matriz de concordancias La matriz de concordancias es una matriz cuadrada

de nA x nA elementos, donde nA es el número de al-

ternativas a evaluar. Los elementos de la matriz de

concordancias se dan por la siguiente ecuación:

(1)

Donde nC es el número de criterios empleados en la

evaluación y g es un factor lógico definido por la si-

guiente relación:

(2)

En donde CAjk es la calificación de la alternativa j en

cada uno de los criterios k. Existe concordancia de la

alternativa j con todas las demás excepto con sí

misma, por ello la diagonal de la matriz de concor-

dancias debe tener un valor nulo o cero, tal como se

muestra en la Tabla 8.

Tabla 8. Matriz de concordancias.

A1 A2 A3

A1 0 34 42

A2 18 0 38

A3 10 14 0

4.8.3.2 La matriz de discordancias La matriz de discordancias es una matriz cuadrada

de nA x nA elementos. Los elementos de la matriz de

discordancias se dan por la siguiente ecuación:

(3)

este máximo debe ser positivo, si es negativo el ele-

mento de la matriz de discordancias vale cero. Al

igual que con la matriz de concordancias, la discor-

dancia de la alternativa j con sí misma no está defi-

nida, por lo que la diagonal de la matriz tiene un va-

lor nulo o cero tal como se muestra en la Tabla 9.

Tabla 9. Matriz de discordancias. A1 A2 A3

A1 0 2 0

A2 3 0 1

A3 5 4 0

4.8.3.3 Los parámetros p y q Una vez construidas las matrices de concordancias y

discordancias, se procede a calcular los parámetros p

y q. El parámetro p se calcula a partir de la matriz de

concordancias, según la siguiente relación:

(4)

El parámetro q se calcula a partir de la matriz de

discordancias mediante una relación semejante:

(5)

Ambos parámetros se emplean para establecer la je-

rarquía entre las alternativas.

4.8.3.4 Jerarquización de alternativas En este momento se busca conocer si la alternativa j

es superior a otras, posteriormente se buscará que al-

ternativas son superiores a j. En principio debemos

elaborar una tabla de dominancias hacia, es decir,

establecer que alternativas son inferiores a la alter-

nativa j. La jerarquización de las alternativas se hace

en dos etapas, en la primera se establece la domi-

nancia probable. Si esta dominancia probable existe,

entonces se busca establecer la dominancia real.

Para establecer la dominancia probable hacia se hace

uso de la matriz de concordancias y el parámetro p.

Esto se logra comparando los elementos de la matriz

de concordancias por filas con p. La regla a emplear

es la siguiente:

(6)

Sólo si existe una dominancia probable debe hacerse

la prueba para asegurar la dominancia real a partir

de los elementos de la matriz de discordancias y el

parámetro q

(7)

El objetivo es tener una tabla en donde se muestra la

superioridad de una alternativa sobre las otras, simi-

lar a la de la Tabla 10.

Tabla 10. Dominancia. Domina a:

A1: A2 A3

A2: A3

A3:

Puede darse el caso de que una alternativa no sea

dominada por ninguna otra. Para tener

El panorama completo se debe establecer la domi-

nancia desde. Esta indica que alternativas son supe-

riores a la que actual. Como en el apartado anterior

primero se busca la dominancia probable desde,

haciendo uso de la matriz de concordancias y el

parámetro p, sólo que esta vez por columnas. La re-

gla para establecer la dominancia probable desde es

la siguiente

(8)

Es importante recalcar que la prueba se hace con las

columnas de la matriz de concordancias.

Sólo si existe una dominancia probable hacia, se

hace la prueba para encontrar la dominancia real con

la siguiente regla, nuevamente con las columnas de

la matriz de discordancias y el parámetro q

(9)

Se procede así a elaborar una tabla, similar a la Ta-

bla 11., en donde se muestran las alternativas supe-

riores a la actual. Tabla 11. Dominancia desde. Dominada por:

A1:

A2: A1

A3: A1 A2

Las tablas de dominancia a y dominancia desde,

permiten jerarquizar a las diferentes alternativas.

Puede darse el caso de un empate entre dos alterna-

tivas. En ese caso la recomendación es que se fijen

los valores de p y q y se repita la última parte del

método, se puede decrementar el valor de p o incre-

mentar el valor de q.

Según los resultados obtenidos podemos observar

que la alternativa uno tiene dominancia sobre las

demás alternativas y no es dominada por ninguna al-

ternativa, esto quiere decir que la zona de la Guajira

es la más adecuada para ubicar la planta de acuerdo

con los aspectos evaluados. Principalmente por la

calidad de su carbón y por ser una zona con empre-

sas establecidas donde se le dá explotación al carbón

y se tiene una infraestructura de transporte adecuada.

Además cabe destacar que el clima no genera incon-

venientes y posee gran cantidad de reservas que

permite nuestro abastecimiento por un largo periodo

de tiempo aumentando la vida útil de nuestra planta.

5 SELECCIÓN DEL PLAN DE CONTINGENCIA

Se ha visto que la necesidad de abastecer el mercado

principalmente el de la costa con gas natural en cier-

tos periodos de sequía y más en el futuro donde no

se tiene certeza de la capacidad de encontrar minas

que puedan abastecer suficientemente la necesidad

del país para los usos domiciliarios, vehiculares y

empresariales, sin embargo en los periodos donde

hay abundancia hídrica, se hace necesaria la imple-

mentación de un plan de contingencia donde se pue-

da convertir el gas natural en un producto diferente

que también sea necesario en el mercado nacional y

que pueda asegurar que no se tendrá sobreabasteci-

miento de gas en estos periodos y que se pueden te-

ner más salidas al mercado, además de brindar una

alternativa en el caso de encontrar nuevas reservas

en el país.

A continuación se observa el análisis realizado a dos

opciones viables, metanol necesario para la produc-

ción de biodiesel a partir de aceite de palma y amo-

niaco usado como fertilizante. Se tuvo en cuenta la

ubicación de la planta en la zona de la guajira, para

buscar abastecer el mercado regional de acuerdo a

las necesidades de la zona.

5.1 Mercado nacional de Metanol

Desde hace más de una década, algunas entidades

del país, organizaciones no gubernamentales, gre-

mios, el sector energético y ambiental, y algunas en-

tidades educativas se han venido integrando al desa-

rrollo de las fuentes de energía no convencionales,

entre ellas, la biomasa, la energía eólica, la geotér-

mica, el alcohol carburante y más recientemente el

biodiesel.

Este interés es mundial y hace parte de las políticas

ambientales y energéticas internacionales, por su-

puesto también de las agendas de las principales po-

tencias del mundo y lo anterior sin contar los diver-

sos convenios y acuerdos internacionales que existen

hoy en la materia. La producción y masificación del

uso de los biocombustibles tiene varios objetivos y

se fundamenta en la necesidad de garantizar el abas-

tecimiento energético de los países, disminuir su

dependencia de los combustibles fósiles, adicional a

los beneficios sociales, ambientales y económicos

que se pueden obtener con la generación de empleos

permanentes, el fortalecimiento del sector agrícola y

de las economías regionales, el desarrollo agroindus-

trial, el mejoramiento de la calidad del aire que res-

piramos y la sustitución de cultivos ilícitos, entre

otros beneficios.

Se denomina Biodiesel a la mezcla de esteres metíli-

cos o etílicos de ácidos grasos derivados de aceites

de origen vegetal o grasa animal, y se producen a

partir de la reacción de transesterificación del aceite

con un alcohol, específicamente el metanol.

El alcohol metílico es la materia prima para transes-

terificación más simple y ligera. Por su pequeño vo-

lumen molecular reduce ampliamente los impedi-

mentos estéricos en la reacción con el aceite de

palma, lo cual se ve reflejado en una velocidad de

reacción más alta en comparación con otros alco-

holes. Además de esto, posee una ventaja relevante

frente al etanol, que es el segundo alcohol más utili-

zado para producir biodiesel, ya que el precio del

metanol anhidro es 1.9 veces menor al del etanol.

[11]

A pesar de presentar ventajas significativas para la

velocidad del proceso, el metanol conlleva además a

la toma de precauciones especiales en las construc-

ciones de los equipos en la planta de producción,

pues sus características toxicológicas así lo deman-

dan. Se deberán tener en cuenta entre otros factores

los siguientes:

Para la producción de biodiesel en el país, ésta mate-

ria debe ser importada, adquiriéndose a un precio de

267 US$ por tonelada. Las importaciones de este in-

sumo en 2008 aumentaron un 146%. [12]

En este orden de ideas, el metanol es un insumo

fundamental para la producción de biodiesel, el cual

participa con cerca del 11% del total de los insumos

utilizados en la producción del biocombustible, in-

cluyendo la materia prima principal, el aceite de

palma.

En Colombia se cuenta con plantas de producción al

norte en Codazzi, y Santa Marta, al oriente en Faca-

tativa y San Carlos de Guaroa (Meta) y al centro en

Barrancabermeja. Las plantas al norte aportan

206.000 toneladas al año, algo más del 40% de la

producción nacional que es de 506.000 toneladas

anuales [13]. Esto hace que se haga atractivo produ-

cir metanol en el sector de la costa donde se consu-

me una gran proporción del metanol importado y los

costos de transporte serían menores en comparación

con otros lugares del país, aún más si tenemos en

cuenta que la producción de biodiesel va de la mano

con las políticas energéticas del país y el consumo

de metanol se incrementará conforme se vayan cre-

ando más plantas de generación de biodiesel como

ha venido sucediendo en los últimos años.

Se ha emitido un par de lineamientos de política

pública en el marco de los esfuerzos del Gobierno de

Colombia para promover las inversiones en materia

de biocombustibles. En el denominado Documento

CONPES 3510, el Consejo Nacional de Política

Económica y Social de la República de Colombia,

del 31 de marzo del 2008, se establecieron los li-

neamientos de política para promover la producción

sostenible de biocombustibles.

Este documento presenta a consideración del

CONPES una política orientada a promover la pro-

ducción sostenible de biocombustibles en Colombia

y aprovechar las oportunidades de desarrollo

económico y social que ofrecen los mercados emer-

gentes de los biocombustibles. De esta manera, se

busca expandir los cultivos de biomasas conocidas

en el país y diversificar la canasta energética, dentro

de un marco de producción eficiente y sostenible

económica, social y ambientalmente, que permita

competir en el mercado nacional e internacional.

El Ministerio de Minas y Energía de Colombia pro-

yectó la demanda de biodiésel 2008–2020, mediante

la cual se puede derivar la solicitud de materias pri-

mas para atender la demanda interna en función de

las metas propuestas de mezcla, del 5%, 7% y 10%,

respectivamente. [17]

Gráfico 5. Demanda proyectada de biodiesel en Colombia 2008

– 2020 (en miles de toneladas). [17]

En dicho escenario, el año 2008 tomado como base

registró precios récord en la materia prima, lo cual

influyó en que los precios del biocombustible fueran

superiores a los precios del diésel de origen fósil.

Esta situación incidió sobre una virtual carencia de

de materias primas disponibles para atender la de-

manda interna de 43,9 miles de toneladas de biodié-

sel contra una oferta total de 40,0 miles de toneladas

de aceite de palma. [17]

El reto y desafío subyacente, para los siguientes

años del escenario propuesto de demanda de biodié-

sel, será garantizar la confiabilidad en el suministro,

en vista de que el sector de los combustibles exige

un suministro de 24 horas al día y 365 días al año,

donde como ya se sabe el metanol juega un papel

muy importante.

5.2 Mercado nacional de amoniaco

Colombia es un país altamente dependiente de las

importaciones para materias primas nitrogenadas, ta-

les como la Urea o el Amoniaco, usados principal-

mente como fertilizantes. Dada la alta necesidad de

materia prima importada para la elaboración de ferti-

lizantes en Colombia, los precios internos han se-

guido una tendencia igualmente volátil, afectando

los costos de producción de las actividades agrope-

cuarias Los aumentos en los precios nacionales entre

enero de 2007 y septiembre de 2008 fueron del

147% en Urea-Amoniaco, y 230% en diamina fosfa-

to (DAP). Entre octubre y diciembre de 2008 se em-

piezan a notar reducciones en los precios nacionales,

siguiendo la tendencia internacional. [14] En el mer-

cado de fertilizantes en Colombia se transan alrede-

dor de 1.5 millones de toneladas, siendo el segmento

dominante el mercado de fertilizantes inorgánicos,

en los que predominan las concentraciones de ma-

cronutrientes (N, P y K), los cuales representan el

95% de las ventas totales. Los incrementos en los

precios mencionados anteriormente, sumados a la

importancia que tienen los fertilizantes en los costos

de producción del sector agropecuario, conducen a

que un alto porcentaje de los mismos esté represen-

tado por el gasto en fertilizantes. Por tanto, estos in-

sumos revisten vital importancia para el adecuado

desarrollo del sector agropecuario, ya que afectan di-

rectamente la competitividad de la producción. A

manera de ejemplo, en el caso del arroz el impacto

ha sido de tal magnitud que mientras en el año 2006

el gasto en fertilización representaba el 16% en el

total de costos de producción de arroz riego y el

11% en arroz secano, en el año 2008 este gasto llegó

a representar un 23% y un 19%, respectivamente. En

este orden de ideas, la volatilidad de las variables

externas que determinan el mercado de los fertili-

zantes, la transmisión de las situaciones internacio-

nales al mercado nacional y la importancia que tie-

nen los fertilizantes para los productores

agropecuarios colombianos, se presentan como va-

riables problemáticas que deben ser abordadas [15].

En el transcurso de un año entre 2007 y 2008 hubo

una inflación del 7.8% en alimentos, superior a la in-

flación total cercana al 5%.

En el segmento en mención, el 94% de las ventas se

concentra en seis empresas: Monómeros Colombo

Venezolanos S.A (37%), Abonos Colombianos S.A

– ABOCOL (20%), Ecofertil S.A (15%), Yara Co-

lombia Ltda (13%), Nutrición de Plantas S.A (5%) y

C.I. De Azucares y Mieles S.A. – CIAMSA (4%).

No obstante, en el país existen varias empresas, me-

dianas y pequeñas, que producen fertilizantes para el

mercado interno y algunos para el mercado externo.

[16] De estas importaciones el 70% se dan por em-

presas ubicadas en la costa atlántica (Monómeros y

0

200

400

600

800

1000

1200

2008 2010 2015 2020

Yara en Barranaquilla y Abocol ubicada en Cartage-

na) y el resto por empresas ubicadas en el Valle del

Cauca. Tenemos entonces una opción viable si te-

nemos en cuenta que nuestra empresa va a estar si-

tuada en el norte de Colombia y podríamos surtir las

necesidades de amoniaco de las importaciones de las

empresas ubicadas en la costa atlántica.

5.3 Conclusión

Como hemos visto ambos planes de contingencia

tienen viabilidad, pues hay un mercado en la zona

norte tanto para el metanol como para el amoniaco,

pero se considera que el mercado de metanol es más

interesante, tras analizar las tendencias al alza de los

precios de crudo y las políticas energéticas del go-

bierno que han motivado al desarrollo de empresas

productoras de biodiesel, como un factor adicional

tenemos que el departamento de la Guajira limita di-

rectamente con el departamento de Magdalena y Ce-

sar, donde se encuentra el 40% de la producción de

biodiesel, mientras que aunque el consumo de amo-

niaco está en la zona norte, se encuentra un poco

más al sur en los departamentos de Atlántico y Boli-

var, lo que implicaría mayores costos logísticos para

el transporte de los productos terminados.

6 SELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA

Para seleccionar la tecnología se comenzó con defi-

nir los procesos de conversión carbón en gas natural

que existen, posteriormente seleccionar una tecno-

logía para la conversión de carbón en gas natural y

finalmente la selección de una tecnología para la

conversión de gas natural en metanol.

6.1 Producción de SNG desde carbón

Hay cinco métodos de proceso de conversión de carbón a la SNG, que incluyen: Gasificación por Vapor y oxígeno, La gasificación catalítica de vapor, Hidrogasificación, Gasificación Subterránea por va-por-oxígeno e hidrogasificación Subterránea. [29] Las estimaciones de los costos de producción se hicieron con una base de 12 dólares/tonelada de lig-nito=$ 0.73/MMBTU.[29]

6.1.1 Gasificación por vapor y oxígeno Este proceso se muestra en North Dakota Gasifica-tion plant en Beulah, Dakota del Norte, donde aproximadamente 20.000 t/d de lignito se convierte

en 120x106 SFC de metano (SNG). La eficiencia

térmica es de 61,9% para la conversión del valor ca-lorífco del lignito al valor calorífico del metano pro-ducido. La inversión de capital para la planta es alta debido a la necesidad de una planta de licuefacción de aire, un generador de gas del carbón de vapor y oxígeno, y un metanizador catalítico. Se estima que la inversión de capital es del orden de 6.250 dóla-res/MSCF/D de metano producido, determinado mediante la actualización de la inversión de la planta de Dakota del Norte. El costo de producción estima-do es de 6.10 dólares/MSCF [29]

6.1.2 Gasificación catalítica de vapor El proceso fue desarrollado originalmente por Exxon en la década de 1970. El catalizador es carbonato de potasio utilizado en grandes cantidades, que ascien-de a cerca de 20% en peso de la materia prima. El catalizador se combina con la ceniza de carbón y es separado y recuperado de la alúmina y sílice en las cenizas. Se estima que la energía necesaria para el proceso de recuperación es equivalente a 0.05 moles de CH4 por mol de lignito. El gasificador para la ga-sificación catalítica requiere menos energía que el gasificador de gasificación por vapor y oxígeno y el metano es producido directamente. No es necesario usar una planta de oxígeno ni un un metanizador. La inversión de capital, por lo tanto, es alrededor del 75% de la inversión en la planta de gasificación por vapor y oxígeno, que se traduce en una inversión de capital de 4.688 dólares / MSCF por día. El costo del catalizador se supone que el 1% del peso del carbón con 20% del catalizador se pierde y tiene que ser re-emplazado, a $ 500/tonelada de K2CO3. El costo de producción estimado es de 5.12 dólares/MSCF y po-see una eficiencia térmica de 71,4% [29]

6.1.3 Hidrogasificación La principal característica de este proceso es que la hidrogasificación es exotérmica, lo que hace que el proceso de energía térmicamente eficiente. El prin-cipal problema es la necesidad de compensar la defi-ciencia de hidrógeno mediante la reforma de parte del metano producido en el hidrogasificador. La efi-ciencia térmica del proceso es 79,6%, que es 30% superior a la gasificación por vapor y oxígeno. Se estima que la inversión de capital para esta planta es de 75% de la de la planta de vapor y oxígeno $ 4.688 / MSCF por día, aproximadamente la misma que el proceso de gasificación catalítica. El costo de producción estimado es de 4,61 dolares/MSCF, que es 25% inferior a la planta de gasificación de vapor y oxígeno y un 10% inferior a la de la planta de gasi-ficación catalítica. [29]

6.1.4 Gasificación subterránea de Carbón por va-por y oxígeno (UCG)

Este proceso es el mismo que el de gasificación del carbón por encima del suelo con vapor y oxígeno, con la excepción de que dos pozos son perforados en un yacimiento de carbón: uno es un pozo de inyec-ción y el otro es un pozo de extracción. La fractura del yacimiento de carbón entre los pozos de sondeo se lleva a cabo mediante explosivos o presión hidr-áulica para proporcionar un camino para el vapor de agua y el oxígeno entre los pozos de extracción e in-yección. El oxígeno permite quemar el carbón, que crea la temperatura y la presión y proporciona la energía para el vapor de reacción endotérmica con el carbón en la costura. Oxígeno en lugar de aire evita la dilución de los gases de nitrógeno. La reacción de gasificación produce monóxido de carbono y gas de síntesis de hidrógeno. El azufre y nitrógeno en el carbón se convierte en H2S y NH3, que se extraen con el gas de síntesis. En la superficie, los compues-tos de azufre y nitrógeno y las partículas de carbón arrastrado o cenizas son eliminados mediante opera-ciones de limpieza de gas caliente. La relación hidrógeno-monóxido de carbono en los gases de reacción extraídos es ajustada por el cam-bio de agua a gas para proporcionar una proporción de 3 a 1 de hidrógeno a monóxido de carbono. Esta relación es necesaria para convertir el gas metano en un metanizador catalítico. La reacción del metano es exotérmica y el calor genera vapor para el proceso. El agua producida en la metanizador se condensa pa-ra producir SNG concentrado como producto de ca-nalización. La eficiencia térmica de este proceso es 61,9%. Mediante la eliminación de la minería del carbón, pero incluyendo la preparación del sitio bajo tierra, se estima que la inversión de capital para la gasifica-ción de vapor y oxígeno se reduce a $ 6,095/MSCF/D de metano. Operación continua, al-macenamiento de gas y equipos redundantes pueden siempre un factor de alta capacidad. El costo de producción estimado es de 3.84 dóla-res/MSCF [29]

6.1.5 Hidrogasificación subterránea de Carbón (también conocido como bombeo de carbono Minería, PCM)

La hidrogasificación subterráneas de carbón para la producción de la SNG es similar al proceso de su-perficie con la excepción de que la hidrogasificación se realiza bajo tierra. Este proceso es especialmente útil para las capas de carbón no explotables y donde

el metano es producido a partir del metano del carbón camas (CBM) en estas uniones. La veta de carbón es accedida por dos pozos vertica-les separados entre sí, uno es el pozo de inyección prevista y el otro es el pozo de extracción previsto. Una conexión de flujo se establece entre las sondas. Esto se puede lograr por diversos medios, uno de los cuales es por la perforación horizontal entre los agu-jeros. El recurso de metano existente en la veta de carbón se extrae a través de la perforación por medio de procedimientos de extracción de metano de camas de carbón previamente establecidos. En este proce-so, el agua en las grietas también se quita y esto es beneficioso para procesos de hidrogasificación pos-teriores. El proceso de hidrogasificación, se inicia con la inyección de hidrógeno caliente a presión, en el yacimiento de carbón. En estas condiciones, el hidrógeno reacciona exotérmicamente con el carbón, produciendo metano y monóxido de carbono. Parte del nitrógeno y azufre en el carbón se convierten en sulfuro de hidrógeno y amoníaco. Un exceso de hidrógeno se utiliza para convertir el carbono en me-tano en condiciones de equilibrio. El gas de reacción que sale del pozo de extracción se somete a la limpieza de gas caliente, que elimina la mayor parte de los gases contaminantes y partículas no deseadas y deja una corriente rica en metano que contienen hidrógeno y monóxido de carbono. El me-tano es separado de los otros gases por adsorción de oscilación de presión (PSA) o criogénicamente. Como no hay suficiente hidrógeno en el carbón para combinar con el carbono para formar metano, el hidrógeno debe ser producido por reacción de parte del metano producido con agua, en una operación de reformado con vapor. El metano producido neto re-sulta en una eficiencia térmica de 79,6% para la conversión de la energía de lignito a la energía en el metano. Al conectar el hidrogasificación al carbón camas metano (CBM) para las operaciones, el costo de preparación del terreno subterráneo está a cargo de la operación de la CBM y no hay inversión de oxí-geno o metanizador. Esto reduce la inversión de ca-pital a cerca de 4.571 dólares/MSCF/D y unos cos-tos de producción estimados en 2.88 Dolares/MSCF. [29]

6.2 Análisis cualitativo de los métodos de producción de SNG

6.2.1 Gasificación por vapor y oxígeno Es un proceso bien conocido, que se ha venido prac-ticando desde 1940. Diferentes tipos de gasificado-res han sido desarrollados empleando vapor y oxi-geno con reservas de carbón. A continuación encontramos una lista con características acerca de este proceso:

- La reacción de vapor y oxígeno con carbón

para formar gas de síntesis (CO2 +H2) es al-

tamente endotérmica.

- Se requiere una planta de oxígeno.

- Se requiere un metanizador.

- La eficiencia térmica es baja, alrededor del

60%.

- La inversión de capital es alta.

6.2.2 Gasificación catalítica de vapor Exxon desarrollo este proceso en 1970 y lo llevó a cabo en una planta piloto. Una planta de producción a gran escala nunca ha sido construida por que no es competitivo. Las características de este proceso comparado con la gasificación de vapor son:

- La reacción catalítica de vapor es endotérmi-

ca pero mucho menos que la de gasificación

por vapor y oxígeno.

- No se necesita una planta de oxígeno.

- Hay una inmensa necesidad de catalizador,

que suma hasta el 20% de la alimentación de

carbón. La recuperación del catalizador

K2CO3 de las cenizas de carbón es costoso.

- No se necesita un metanizador.

- La eficiencia térmica es mayor que la de la

gasificación por vapor y oxígeno alcanzando

el 70%.

- La inversión de capital es menor que para la

gasificación por vapor y oxigeno.

6.2.3 Hidrogasificación La hidrogasificación de carbón para producir metano se realizó en una planta piloto en la década de 1970. Las características de este proceso son las siguien-tes:

- La hidrogasificación de carbón es exotérmica

y no requiere la adición de vapor u oxígeno.

- No se necesita un metanizador.

- El proceso tiene una alta eficiencia de con-

versión térmica llegando al 80%.

- Es necesario convertir parte del metano de

vuelta a hidrógeno por medio de un reforma-

do con vapor.

- La inversión de capital es menor que para la

gasificación con vapor y oxígeno.

6.2.4 Gasificación subterránea de carbón por va-por y oxígeno (UCG)

Ha habido mucha investigación y desarrollo acerca de la gasificación subterránea de carbón en Estados Unidos y Russia principalmente en la década de los 1970. Las características de este proceso son las si-guientes:

- La minería y la preparación del carbón para

un proceso sobre la superficie es eliminada.

- Una inyección subterránea de oxígeno y va-

por es necesaria, que puede traer problemas

de seguridad debido a reacciones incomple-

tas y producción de mezclas gaseosas explo-

sivas en espacios cerrados.

- Es difícil controlar problemas con grietas y

cruces para mantener el flujo entrante y el

flujo saliente separados.

- Una planta de oxígeno y un metanizador son

requeridos.

- La eficiencia de conversión térmica es menos

eficiente que en la hidrogasificación.

6.2.5 Hidrogasificación subterránea de Carbón (también conocido como bombeo de carbono Minería, PCM)

La hidrogasificación subterránea fue propuesta en la década de 1980 pero nunca fue probada. Reciente-mente ha sido propuesta en conjunto con la extrac-ción de metano por medio de camas de carbón. La hidrogasificación es benéfica configurada con la ex-tracción de metano de depósitos no explotables de carbón. Las características de este proceso son las siguientes:

- Después de extraer el metano producido por

el carbón en camas, la hidrogasificación del

carbón restante aumentaría la producción de

metano en el yacimiento de carbón de 20 o

más veces que el producido solamente por la

recuperación del metano en camas.

- La minería y la preparación para un proceso

sobre la superficie es eliminada.

- El hidrógeno adicional necesitado es produ-

cido por medio de reforma del metano pro-

ducido directamente por la hidrogasificia-

ción.

- No se requiere una plata de oxígeno o un me-

tanizador, por lo que la inversión de capital

es menor que en el proceso de gasificación

por vapor y oxígeno.

- El costo de la preparación de la mina para

hidrogasificación subterránea está basado en

las operaciones de metano del carbón en ca-

mas.

6.2.6 Conclusión Podemos observar del análisis que los métodos de

conversión de carbón en gas natural in situ (Gasifi-

cación subterránea e hidrogasificación subterránea),

son más económicos en cuanto a inversiones de ca-

pital y a costos de producción sin embargo, estos

métodos no pueden ser considerados si queremos

crear una planta generadora de gas natural a largo

plazo pues queremos que se siga manteniendo el

abastecimiento constante de carbón y bajo estos mo-

delos, cuando el consumo del carbón de un sector

haya finalizado será necesario mover la planta,

además hay que ser dueños del yacimiento. Adicio-

nalmente estos métodos solo han sido estudiados de

forma teórica y nunca han sido puestos en marcha.

Viendo los métodos de conversión de carbón a SNG

donde se usa carbón explotado, observamos que los

métodos de gasificación catalítica e hidrogasifica-

ción son más económicos que el de gasificación

principalmente porque no es necesario el uso de una

planta de oxígeno ni de un metanizador, además sus

costos operacionales son menores, pero al igual que

los métodos de conversión in situ, apenas han sido

estudiados y no se han llevado a cabo a gran escala,

por lo que finalmente es más adecuado elegir el

método de gasificación por vapor y oxígeno que ha

sido desarrollado ampliamente a nivel mundial y en-

focar nuestros esfuerzos sobre la selección de tecno-

logía en este método de conversión de carbón.

6.3 Tecnologías del proceso de gasificación

Existe una amplia variedad de tecnologías de gasifi-

cación. Más de 100 diferentes tecnologías de gasifi-

cación se pueden encontrar en la literatura. Estas

tecnologías están en diferentes etapas de desarrollo,

que van desde el laboratorio a escala comercial [19].

Los diseños de gasificador difieren principalmente

en el tipo de lecho del reactor seleccionados para la

gasificación del carbón, que está directamente rela-

cionado con el método de contacto entre las fases

sólida y gaseosa durante la gasificación [20], según

ello, pueden ser de tres tipos [21]:

- Gasificadores de lecho fijo o móvil, como el de la

Ilustración 1., en los cuales el carbón fluye en con-

tracorriente con el vapor y el oxidante, alcanzando

las temperaturas más altas en el fondo del gasifica-

dor. Un ejemplo de ellos, es el gasificador de Sasol-

Lurgi.

Ilustración 1. Reactores de lecho móvil. [22]

- Gasificadores de lecho fluidizado como el de la

Ilustración 2., donde el mineral, el oxidante y el va-

por están integrados en el fondo del gasificador, pre-

sentándose en una distribución más homogénea pu-

diéndose obtener perfiles de temperatura más

homogéneos. Una tecnología representativa de este

tipo de gasificador es el de Kellogg-Rust-

Westinghouse (KRW).

Ilustración 2. Reactores de lecho Fluidizado. [23]

- Gasificadores de flujo arrastrado, como el gasifica-

dor de Texaco mostrado en la Ilustración 3., y el de

Shell. Ellos funcionan como un reactor PFR (reactor

de flujo pistón) donde el carbón, el oxidante y el va-

por van en co-corriente, funcionando con una llama

interior a una temperatura alta y uniforme.

Ilustración 3. Reactor Texaco de Flujo arrastrado. [24]

Otros tipos de gasificadores han sido desarrollados,

pero en su mayoría no tienen aplicación industrial

[25], por lo que escapan al interés de este proyecto.

Aunque existen otros métodos de clasificación como

según el tipo de carbón y oxidante utilizados, o si

son en contra o co-corriente, existe sin embargo otro

método que clasifica gasificadores de acuerdo con

sus temperaturas de operación, ya sea como gasifi-

cadores de alta temperatura de alta capacidad y bajo

contenido de alquitrán producido pero bajas eficien-

cias térmicas o gasificadores de baja temperatura

[26] más eficientes y que producen más metano, pe-

ro tienen pequeñas tasas de producción. Naturalmen-

te el factor más importante en la toma de decisiones

es la economía de operación e instalación de tecno-

logías, pero la literatura [19] recomienda igualmente

tener en cuenta que cada método tiene funcionalida-

des distintas y como tal distinta aplicación. Presen-

tamos los siguientes factores de importancia en la

toma de decisión [27]:

- Características materia prima

- Requisitos de calidad para el gas limpio

- La calidad de los productos de desecho

- Características de operación

Condiciones de importancia como la temperatura de

salida del gas de síntesis, dependen tanto de la esco-

gencia de la materia prima, como de la relación de

alimentación de oxígeno y las condiciones de opera-

ción del gasificador [28]. Existe además una fuerte

restricción para el uso de materia prima dependiendo

del gasificador utilizado, por ejemplo, cuando se uti-

lice un carbón alto en contenido de ceniza no puede

ser introducido en un gasificador de lodizado, debi-

do a que el procesado sobre ella necesitaría mucha

energía, disminuyendo la eficiencia económica del

proceso total [19].

La elección entre el aire y el oxígeno como oxidante

depende de varios factores, incluyendo la reactivi-

dad de la materia prima, el tipo de generador de gas

utilizado y la aplicación del gas. Utilizando oxígeno

como oxidante, se proporciona gas de síntesis con

un valor calorífico de 10-16 MJ / kg, o alrededor de

una cuarta parte del valor calorífico del gas natural,

en comparación con un valor calorífico inferior al 5

MJ / kg para la gasificación con soplado de aire

[27], debido a la dilución del gas en el nitrógeno, el

cual deberá ser tratado aguas abajo posteriormente.

Presentamos una recopilación de condiciones de

operación para los tres tipos principales de gasifica-

dor, en la Tabla 12. Entonces, dependiendo del pro-

ceso utilizado se obtienen tres tipos de gas de sínte-

sis, diferenciados principalmente en su contenido

calorífico y contenido de subproductos: El primero,

un gas de contenido calorífico entre 3.8-7.6MJ/m3,

utilizado para gas combustible para turbinas y pro-

cesado del mineral de hierro. Este syngas no puede

ser utilizado como reemplazo del gas natural, debido

a su alto contenido de nitrógeno, proveniente del ai-

re utilizado como oxidante para la gasificación del

carbón [19]. Un segundo tipo de gas de síntesis, con

valor calorífico entre 10.5 y 16MJ/m3 utilizado tam-

bién como combustible de turbinas y adicionalmente

como sustituto del gas natural y para síntesis quími-

ca. Dependiendo de la razón entre hidrógeno y

monóxido en este gas de síntesis, puede ser utilizado

para generación de gasolinas sintéticas por Fischer-

Tropsch, metanización, generación de metanol, pro-

ducción de amoniaco y de hidrógeno para celdas de

combustible [30].

Tabla 12 Condiciones de Operación para Gasificadores Genéricos. [19] Lecho Fijo Lecho Fluidizado Flujo de Arrastre

Alimentación Adecu-

ada

Lignitos, Carbón Bitumino-

so Reactivo, Desechos

Lignitos, Carbón Bitumino-

so, Coque, Biomasa, Dese-

chos

Lignitos, Carbón Bitumino-

so Reactivo, Coque

Tamaño del Carbón

(mm)

6-75 < 6 < 0.1

Contenido de Cenizas Sin limite <25% Preferi-

blemente para las escorias

Sin límite <25% Preferiblemente

Temperatura de salida

del gas (°C)

420-650 920-1050

Condicion de las ce-

nizas

Secas/Escorias Secas/Aglomeradas Escorias

Caracteristicas claves Hidrocarburos líquidos en el

gas crudo

Alto reciclo de particulas

carbonizadas

Gran cantidad de calor sen-

sible en el gas crudo calien-

te

Problemas técnicos

claves

Utilizacion de carbones fi-

nos e hidrocarburos líquidos

Alta conversión de carbón Enfriamiento del gas frio

Proveedores de tecno-

logías conocidos

Sasol-Lurgi Kellog Rust Westinghouse

(KRW)

Texaco

La tercera clase de gas de síntesis, aquella con más

de 21MJ/m3 de calidad calorífica, es el preferido pa-

ra ser utilizado como sustituyente del gas natural. La

literatura presenta la composición media de los ga-

ses de salida para algunos gasificadores, que repor-

tamos en la Tabla 13.

Sin embargo, cuando se trabaja sobre las condicio-

nes de alimentación, se pueden obtener ventajas sig-

nificativas, por ejemplo, hablando del carbón, un

cambio de carbón húmedo a seco, los gasificadores

pueden operar con un mínimo de vapor, ahorrando

la energía dispuesta en el transporte del mismo y por

evitar la alta combustión del oxígeno necesaria para

cambiar el agua de fase [19].

Tabla 13. Composiciones Másicas del Gas de Sínte-

sis Producido en Gasificadores Genéricos. [19] Sasol Lurgi

de fondo se-

co (Lecho Fi-

jo)

KRW (Lecho

Fluidizado)

Texaco (Flu-

jo de arra-

stre)

H2 38-41 31 26-36

CO 21-26 44 31-47

CO2 26-29 18 6-16

CH4 8-10 6 < 0.3

Tasa H2/CO 1,7-2,0 0,7 0,7-0,9

Valor Calori-

fico

(MJ/Nm3)

12-14 10-12 10-11

Lo anterior permite un ahorro de cerca de un cuarto

del consumo del oxígeno para gasificadores secos

con respecto a los gasificadores con alimentación de

escorias, pero en contraprestación, requiere mejor

calidad del agua para calderas que los gasificadores

húmedos mencionados. Sin embargo, los gasificado-

res húmedos, cuentan con una gran ventaja y es la

carencia de la necesidad que tienen sus homólogos

secos de tolvas selladas que permitan la presuriza-

ción del material permitiendo la estanqueidad de un

sistema bajo una atmósfera de polvos [19]. No obs-

tante la energía necesaria para el bombeo del carbón

en forma de lodos no es una materia sencilla, pues

mientras se requieren 50 bares de presión para el sis-

tema presurizado seco, para el sistema húmedo de

escoria necesita cerca un máximo de 200 bares sin

embargo, para gasificadores comerciales se tienen

presiones entre 60 y 100 bares [19]. La literatura

presenta una serie de ventajas para el uso de los ga-

sificadores de lecho húmedo, tales como un mejor

aprovechamiento del volumen del equipo, mejores

facilidades para la atomización de partículas del car-

bono, un mayor contacto entre el carbón y los reac-

tantes gaseosos, que la expansión del vapor de agua

reduce su consumo general y otras que pese a mos-

trarle como un método absolutamente prometedor,

no compensan el hecho que en los reportes, el gasi-

ficador seco tiene una mayor eficiencia (50%), can-

tidad casi alcanzable con el gasificador húmedo, pe-

ro solo en el caso de la inclusión de un sistema de

precalentamiento de la corriente de alimento del es-

coria de carbón a 300°C.

6.3.1 Gasificadores de lecho fijo Pese a que el carbón al interior de estos gasificado-

res circula hacia la parte inferior de los mismos, son

las partes del gasificador las que permanecen fijas,

dándole su nombre a los equipos. Ellos han mante-

nido una fuerte posición en la amplia gama de tipos

de reactores utilizados para la gasificación del

carbón [19]. El carbón es alimentado a estos gasifi-

cadores constantemente, haciendo que en el tiempo

de operación, ellos estén normalmente llenos, para

lo cual se utiliza una tolva sellada que alimenta el

carbón al reactor presurizado, luego de presurizarse

ella misma [29], [30]. A lo largo del proceso, el ma-

terial va descendiendo a la zona inferior del gasifi-

cador, donde las cenizas del proceso son removidas

por medio de una parrilla giratoria que a su vez fun-

ciona como un agente de distribución, para estos

equipos secos. Para remover partículas sólidas y

condensar los hidrocarburos pesados en el gas que

sale del gasificador, un enfriador de lavado es aña-

dido internamente al gasificador, donde la corriente

pesada se lava con agua de residuo o licor producido

en el enfriamiento del gas producido. Dicha materia

prima para los gasificadores de lecho fijo, se requie-

re como carbón grueso, reduciendo esfuerzos opera-

tivos y económicos en el pretratamiento del carbón.

La caída de presión y los sólidos arrastrados pueden

limitar el rendimiento de producción de gas en de-

terminadas circunstancias. Si bien la distribución de

tamaño de partículas (PSD) pueden ser gestionados

correctamente para garantizar un funcionamiento es-

table del generador de gas [31], efectos de fragmen-

tación mecánicos y térmicos durante la gasificación

podrían hacer más difícil el control del PSD en todo

momento durante el proceso, siendo determinados

por la calidad de la materia prima y de la alta hume-

dad, causando fracturas cuando el carbón se somete

a las altas temperaturas del gasificador [32],[33]. En

términos de operación, pese a que se han estudiado

ampliamente, no se ha podido implementar el uso

industrial de los procesos co-corriente, haciendo que

todos los utilizados en la actualidad alimenten el mi-

neral frío por la parte superior y en contra-corriente

entre el agente oxidante y el vapor de agua ambos a

alta temperatura, recorriendo zonas especiales del

gasificador, definidas por el tipo de reacciones pre-

sentes, siendo principalmente las zonas de secado,

desvolatilización, reducción y gasificadores fijos

Co-cama actuales no han sido capaces de tener éxito

comercialmente, sin embargo, aunque el concepto ha

sido ampliamente estudiada. Los gasificadores co-

merciales de lecho fijo son contra-corriente. Carbón

fluye en contracorriente con el vapor y alimentación

oxidante. La corriente de carbón fría entra en con-

tacto con gases calientes de productos ascendente.

Como el carbón se mueve hacia abajo por gravedad

en el reactor, que pasa a través de varias zonas que

se definen de acuerdo a las reacciones y las tempera-

turas que ocurren a diferentes alturas en el lecho de

combustible [34]. Estas son las zonas de secado,

desvolatilización, reducción donde predominan las

reacciones endotérmicas de reducción de cadenas

carbonadas y la zona de de combustión donde natu-

ralmente predominan las reacciones exotérmicas de

oxidación de carbono. Una de las principales venta-

jas de la aplicación de este proceso de gasificación,

es la de generar un gas de síntesis de alto contenido

energético, debido al alto contenido de metano y ba-

jo consumo de oxígeno [35]. Una vez procesado el

carbón, se generan alquitranes y aceites en la zona

de pirolisis, en la parte superior del gasificador, los

cuales tienen que salir con el gas de síntesis produ-

cido, por lo cual el proceso de limpieza posterior del

producto del gasificador es más complicado que en

aquellos equipos donde los hidrocarburos condensa-

bles son destruidos.

Debido al trabajo con diversas granulometrías en el

gasificador, se generan segregaciones que hacen que

el flujo de aire y oxidante no sea totalmente unifor-

me, haciendo que el equipo funcione inestablemente,

por lo que se hace preferible la utilización de varios

reactores de gasificación que uno de gran tamaño

que pueda reemplazarles. Resultado de múltiples

unidades de alto costo de mantenimiento, pero tie-

nen la ventaja de que la disponibilidad de la planta

alta se puede lograr, por lo que la planta de abajo no

se ve afectada debido a la pérdida de la producción

de gas de síntesis, un fenómeno que ocurre general-

mente en las plantas con un número reducido de

grandes gasificadores. Una desventaja de la gasifi-

cación de lecho fijo es el alto consumo de vapor re-

lativamente alto. Un gran exceso de vapor de agua

se inyecta en el generador de gas para reducir la

temperatura en el fondo, para proteger la rejilla de

cenizas del fondo contra las temperaturas extremas

[36],[19]. Esta situación disminuye el rendimiento

general del proceso, pero desplaza la fracción

H2/CO hacia el lado del hidrógeno, haciendo el gas

producido más óptimo para combustibles sintéticos

por el método Fischer-Tropsch. Para aplicaciones de

gran escala, como las plantas de Sasol en Sudáfrica,

plantas de generación de vapor por separado están

obligadas a suministrar la mayoría de la demanda de

vapor de alta presión [19].

Comercialmente hay tres procesos de gasificación de

lecho fijo, dos desarrollados por Lurgi, el gasifica-

dor de fondo seco Sasol-Lurgi de ceniza seca mos-

trado en la Ilustración 4. y el gasificador británico

Lurgi (BGL por sus siglas en inglés) mostrado en la

Ilustración 5. y un tercer proceso, desarrollado por

Bharat Heavy Electrical LTDA, también de ceniza

seca.

Ilustración 4 Reactor gasificador de Lurgi (Ceniza seca). [24]

Para las versiones de ceniza seca, las temperaturas

en la parte inferior del lecho son controladas por de-

bajo de la temperatura de fusión de cenizas para

permitir que sean eliminadas en forma sólida. Mien-

tras que para el BGL, las temperaturas del fondo son

lo suficientemente altas para permitir la ceniza derri-

ta y pueda ser removido como escoria fundida.

En este momento hay 152 gasificadores Lurgi seca

inferior operativos en todo el mundo, sobre todo 97,

que son operados por Sasol en Sudáfrica, que produ-

ce gas de síntesis que se convierte en líquidos Fis-

cher-Tropsch (combustibles y productos químicos).

Otra instalación importante es en la gasificación de

la empresa de Dakota del Norte en los EE.UU., don-

de 14 gasificadores se utilizan para producir gas na-

tural sintético (SNG) [19].

Ilustración 5. Reactor gasificador BGL. [27]

Para aplicaciones de ciclo combinado integrado de

gas, actualmente hay tres instalaciones que gasifican

la materia prima en lecho fijo. Estos son en Schwar-

ze Pumpe, donde 8 gasificadores de lecho fijo se uti-

lizan, uno de los cuales es un generador de gas esco-

rificación BGL; en Escocia, en la planta de energía

Fife, donde un generador de gas escorificación BGL

está en funcionamiento [38] y en la República Che-

ca, donde 26 gasificadores Lurgi han estado en uso

desde 1996 para producir electricidad y vapor. En

Luenen, Alemania, 5 de gasificadores Lurgi estaban

en funcionamiento desde 1972 hasta 1977, pero la

planta fue clausurada porque no era rentable econó-

micamente.

6.3.2 Gasificadores de lecho fluidizado La gasificación con oxígeno y vapor fue primera-

mente desarrollada por Winkler, siendo gasificado-

res de reactores parcialmente en co-corriente [36].

Un generador de gas de lecho fluidizado consiste en

una línea vertical, cilíndrica, refractaria de vasos ali-

neados con ciclones por encima del lecho fluidizado

que separa los sólidos arrastrados da la salida del

gas, contando con de refrigeración inferior ceniza si

es necesario, la eliminación en seco de cenizas volá-

tiles y un sistema húmedo de lavado de gases de

producto [39]. Se alimentan combustibles triturados,

donde los carbonos reactivos como los ligníticos y el

carbón café son preferidos, debido a que las relati-

vamente bajas temperaturas de operación es más

complicado mantener altas conversiones de carbón

sin la implicación de grandes reciclos del material

mineral. Naturalmente, se requiere que la alimenta-

ción de estos gasificadores tenga una temperatura de

fusión de las cenizas secas más alta que la de opera-

ción para evitar que haya aglomeración de las partí-

culas sólidas que generen flujos irregulares del le-

cho. La presencia de minerales de sodio y piritas (de

hierro) indican alto contenido de alcalinos en el car-

bono y ello se considera una posible causa de aglo-

meración del material, sin embargo, la adición de

óxido de calcio puede absorber sulfuros hasta en un

90%. Se alimentan partículas secas de carbón de

menos de 6 mm introduciéndose en la parte inferior

del generador con oxidantes y vapor de agua [21]. El

intercambio de calor entre las cenizas calientes que

entran y el flujo de oxidante y vapor fresco incre-

mentan la eficiencia térmica. Como continuamente

las partículas que descienden en el fluidizado están

en contacto con partículas ya reaccionantes [25], no

se pueden declarar zonas dentro del gasificador, co-

mo se hacía con las tecnologías de Lurgi. Debido a

que el carbón está bien mezclado con vapor y oxi-

dante se logran distribuciones de temperatura más

uniformes y moderadas que para otros tipos de gasi-

ficadores [7]. Todo el carbón no reaccionado es re-

circulado por medio de ciclones transfiriendo de

nuevo calor al lecho fluidizado. El tiempo de resi-

dencia de los sólidos es típicamente del orden de 10

a 100 segundos. Las cenizas pueden ser descargadas

en forma seca o en forma de partículas aglomeradas,

como para el generador de gas KRW [25] mostrado

en la Ilustración 6.

Ilustración 6. Reactor gasificador de lecho fluidizado y Proceso

KRW. [20]

En la figura anterior, se muestra el sistema de gasifi-

cado de carbón utilizado para producción de energía.

Los gasificadores de este tipo son operados normal-

mente a presión atmosférica, por lo cual sus rendi-

mientos son alcanzables para pequeñas capacidades

de producción [40]. Sin embargo, en caso de operar

a mayores presiones, se pueden alcanzar mejores

rendimientos. No se generan subproductos de la pi-

rolisis, debido a que ellos se combusten para generar

energía para las reacciones endotérmicas de gasifi-

cación, por lo que el gas de salida del reactor, está

prácticamente limpio de hidrocarburos mayores al

metano. En la actualidad, existen 21 gasificadores de

lecho fluidizado están en funcionamiento, en parti-

cular 8 gasificadores GTI U-GAS en China, aplica-

dos a la producción de combustible, presentados en

la Ilustración 7. Los dos principales contenedores

para la tecnología de lecho fluidizado son el Winkler

de alta temperatura (HTW por sus siglas en inglés) y

el Kellogg Rust Westinghouse (KRW) [19].

Ilustración 7. Reactor gasificador GTI U-GAS. [24]

Estas tecnologías no se han aplicado ampliamente en

escala comercial, debido a varias razones, incluyen-

do la pequeña cantidad de producción, alto costo

operativo, la baja conversión de carbono, las grandes

tasas de recirculado de carbón cerca a la alimenta-

ción y problemas de aglomeración de cenizas [19].

6.3.3 Gasificadores de flujo Arrastrado El gasificador de flujo de arrastre es el diseño más

utilizado [28]. Estos gasificadores son reactores de

flujo pistón PFR en co-corriente. El alimento puede

ser en estado finamente particulado o en forma

líquida, donde el carbón es introducido al reactor al

tiempo con el oxidante y el vapor o agua líquida

como moderador. Como todo el flujo alimentado

viaja a alta velocidad, el carbón tiene poco tiempo

de residencia, por lo que tiene que ser pulverizado

muy finamente para alcanzar buenas conversiones.

Estos gasificadores trabajan con escoriamiento para

las cenizas. Una propiedad que hace de este tipo de

gasificadores los más versátiles es que pueden ajus-

tarse a casi cualquier tipo de alimentación, como

biomasa, residuos de producción, desechos orgáni-

cos o simplemente carbón fino [25]. Presentamos en

la Ilustración 8. Un esquema de un gasificador de

flujo por arrastre convencional. La temperatura de

operación de estos equipos es lo suficientemente alta

para eliminar aceites y alquitrán, por lo que él no

necesita de un proceso de limpiamiento del gas pro-

ducido ni tener fenoles u otros aromáticos le hacen

una tecnología muy deseable [25], tanto así que

Texaco ha podido posicionar su tecnología amplia-

mente como adición a las refinerías para que los

subproductos pesados y sólidos de sus procesos

puedan ser tratados y recuperados. Pese a la acepta-

ción de amplio espectro para la alimentación, es de-

seable tener mineral de bajo contenido de cenizas

para no tener que subir los requerimientos de oxíge-

no para la escoriación de la ceniza, así como carbón

con bajos contenidos de azufre y halógenos, para no

tener que invertir en aparatos de enfriamiento y lim-

pieza adicional. Otros requerimientos de la alimen-

tación se dan para la operación final de los residuos,

como una temperatura de fusión de cenizas inferior a

1400°C, una viscosidad inferior a 15Pa*s a 1400°C

y una relación de oxido de silicio a alúmina de 2 pa-

ra evitar la incrustación de piedra caliza y evitar la

cristalización de la escoria [25]. Debido a que la

operación se hace casi estacionaria y no hay reservo-

rios internos para la alimentación la relación de

combustible y oxidante debe ser muy bien planifica-

da [25]. Las reacciones de gasificación se observan

generalmente en temperaturas superiores a los 1200

° C garantizando la alta conversión de carbono. El

gas crudo generalmente sale del recipiente por en-

cima de 1000 ° C [21]. Sin embargo, las altas tempe-

raturas tienen un impacto en los quemadores y la vi-

da refractaria del equipo y requiere el uso de

materiales costosos para su construcción [25]. El gas

de salida del generador de gas está libre de hidrocar-

buros más pesados que el metano quien tiene una

producción baja, debido al equilibrio termodinámico

desfavorable para la formación de este a altas tempe-

raturas. Del mismo modo, la producción de CO en

lugar de CO2 se debe a los efectos favorables de la

adición de vapor de baja y alta temperatura en el

funcionamiento del equilibrio en el equipo de cam-

bio del gas o water Shift [19].

Ilustración 8. Reactor gasificador por Arrastre. [19]

El generador de gas de flujo de arrastre ofrece mu-

chas ventajas como la capacidad de manejar una

amplia variedad de carbones, la eliminación de al-

quitrán y formación de aceite (no siempre positivo

en todos los casos) y los residuos de agua condensa-

da y sólidos que pueden ser fácilmente eliminados

[36].

Un inconveniente presentado en el equipo se da por

su operación co-corriente, debido a que pese a ma-

nejar una alta temperatura de operación, ella des-

ciende desde la entrada hacia el fondo, por lo que

para un escalado del reactor se haría necesario el

compensar un volumen mayor con mayores tiempos

de residencia en orden de mantener la efectividad

del proceso. [41].

6.4 Tecnologías para la producción de Metano

El periodo comprendido entre la segunda guerra

mundial y los años 70‟s fue considerado como la

“edad dorada” del uso del gas natural en Estados

Unidos [55]. En 1950, El gas natural representó el

17% de la oferta energética en los años 50‟s y au-

mentó drásticamente en las siguientes dos décadas,

llegando a un 30% [44]. Gracias a ello, el gobierno

Estadounidense y la industria comenzaron a impul-

sar la investigación para producir gas natural sintéti-

co a partir de carbón, reportándose ampliamente en

la publicación anual del Simposio del gas natural

sintético de Chicago entre el año 1969 y 1978 o

también en los documentos del departamento de

energía (DOE) de U.S.A. Dicha investigación fue

impulsada profundamente gracias a la crisis del

petróleo de los años 70‟s [44]. Pese a que también

participaron en la investigación Gran Bretaña y

Alemania, tan solo una planta de producción fue

construida en ese periodo, la “Great Plains Synfuels

Plant” de la Dakota Gasification Company, de Esta-

dos Unidos, que fue comisionada en 1984 y ha pro-

ducido 4.4 millones de metros cúbicos por día desde

entonces [45].

6.4.1 Metanizadores de lecho fijo Los reactores de metanización de lecho fijo son

equipos de purificación. En este proceso, el calor de

reacción debe ser tomado en alta consideración de-

bido a la cantidad de CO en el gas de síntesis, por lo

que se deben ubicar varios reactores de metaniza-

ción con enfriamiento intermedio del gas o bien un

sistema de reciclo del gas producido [44].

6.4.1.1 Proceso Lurgi En los años 60‟s y 70‟s el proceso Lurgi, desarrolla-

do en Alemania en los años 30‟s era el único de

aplicación comercialmente viable. Lurgi desarrolló

una unidad de metanización que incluía dos reacto-

res de lecho fijo adiabáticos con un reciclo interno

entre ellos. Una planta piloto fue diseñada y cons-

truida por Lurgi y SASOL en Sasolburg (Sudáfrica)

y otra construida por Lurgi y El Paso Natural Gas

Corporation en Schwechat (Austria). En la primera

planta piloto, el proceso de metanización fue estu-

diado usando un gas de síntesis lateral de una planta

de Fischer-Tropsch [46]. El gas de síntesis se produ-

ce en una planta de gasificación de carbón comer-

cial, que incluye un depurador Rectisol y un equipo

de conversión de óxidos de carbono (Shift Conver-

sion). La segunda planta piloto convierte el gas de

síntesis a partir de la nafta a metano con dos catali-

zadores diferentes: un catalizador comercial con

20% en peso Ni/Al2O3 y un segundo catalizador es-

pecial desarrollado por BASF, con un alto contenido

en níquel [46]. Se reportaron los resultados de cata-

lizador mostrando al primero desactivado por la

temperatura y al segundo con una duración de 4000

horas de operación, luego de las cuales la quimisor-

ción de hidrógeno disminuyó en un 50% y el catali-

zador aumenta su tamaño casi en un 100% por cris-

talización [47].

Luego de los estudios apropiados, la planta operada

por la Dakota Gasification Company consta de 14

gasificadores de lecho fijo Lurgi Mark IV seguido

por una unidad de conversión de cambio (1 / 3 de la

corriente total) y la eliminación de dióxido de car-

bono y azufre a través de lavado de Rectisol, ope-

rando a presión, 18.000 toneladas de carbón de ligni-

to por día operación contra-corriente (corriente

ascendente de gasificación) con el oxígeno y el va-

por. El producto de gas resultante se enfría y se con-

densa el agua de reacción para levantar vapor de

proceso [48], [49]. El oxígeno es transportado por

una unidad de separación de aire que consiste en ta-

mices moleculares y una unidad de separación

criogénica. Después de la unidad de metanización, el

gas producto se comprime y se seca, el CO2 es eli-

minado y el gas natural sintético resultante se distri-

buye a los usuarios finales a través de la red de gas

nacional Estadounidense. El gas de síntesis limpio

después de la unidad Rectisol contiene aproximada-

mente 20 ppb de total de compuestos de azufre, lo

que resulta toda una vida del catalizador de cerca de

cuatro años [45] el proceso es representado en la fi-

gura 9. Proceso Tremp

En los años 1970 y 1980, 2 empresas alemanas y

una de Dinamarca se reunieron para investigar el

proceso de reformado por vapor para metanización

con el uso de corrientes provenientes de reactores de

energía nuclear de larga transmisión [44]. El proceso

directo de quema del metano para generación de ca-

lor y posterior reformado por vapor de los gases de

combustión para conseguir de nuevo la materia pri-

ma constituyen un ciclo energético denominado pro-

ceso de metanización de reciclo efectivo de energía

de Topsøe (TREMP por sus siglas en inglés). Las

temperaturas de operación son relativamente bajas,

entre 250 y 700°C para una presión de operación de

30 bares para tres reactores de lecho fijo en serie.

Ilustración 9. Proceso Lurgi de Metanización. [45]

Un efecto de importancia de este proceso, era el uso

de catalizadores secretos y patentados como MCR-

2X, MCR4, los cuales soportaban más de 1500 horas

de operación en continuo.

6.4.1.2 Proceso Conoco / BGC Un proceso con un gasificador de lecho fijo de Lur-

gi, un reciclo de gas producido y un sistema de me-

tanización adiabático ubicado posteriormente a un

rectificador de gases Lurgi-Rectisol fue desarrollado

por la Compañía Continental de Petróleo

(CONOCO) hoy CONOCO-Philips de Estados Uni-

dos y la Compañía de Gas Británica (BGC) en 1972,

en la planta de gasificación de carbón en Westfield

(Escocia). Dicha planta vendió en 1974 entre agosto

y septiembre, aprox. 59 millones de m3/día de gas

natural sintético [44].

6.4.1.3 Proceso HICOM En un esfuerzo de la Compañía Británica de gasifi-

cación, se dio lugar al proceso HICOM (antes HCM)

en el que se combinan las reacciones de cambio

(shift conversion) de óxidos de carbono y la metani-

zación. Con esta ruta directa, la eficiencia térmica es

de aproximadamente el 70% del carbón al gas natu-

ral, sin tener en cuenta los procesos de obtención del

oxígeno puro utilizado para este proceso [50]. En el

proceso, el producto del gasificador es enfriado y

desulfurado y enviado a la unidad de metanización,

seguido del proceso de remoción de CO2. Es de re-

saltar que dicha eliminación del dióxido se efectúa

después y no antes del metanizado, como en todos

los procesos tratados en esta sección por lo que la

unidad no tiene problemas en su operación con azu-

fre. El gas purificado se calienta y se satura por me-

dio de agua caliente en un flujo a contracorriente en

un lecho empacado. Entonces el gas de síntesis se

pasa a través de una serie de reactores de lecho fijo.

La temperatura es controlada por el reciclaje gas de

producto enfriado. El exceso de vapor se añade pri-

mero al reactor de metanización para evitar la depo-

sición de carbono. Sin embargo, el exceso de vapor

reduce la eficiencia térmica y puede causar la sinte-

rización del catalizador. Una parte del gas del pro-

ducto de los reactores de metanización principal es

reciclado y la otra parte se pasa a través de uno o

más reactores de baja temperatura de metanización

de lecho fijo, donde el resto de CO y H2 se convier-

ten en CH4 y CO2. La mayor parte del calor produ-

cido se utiliza para generar vapor de alta presión,

mientras que el calor del reactor de metanización se

utiliza para calentar el agua de saturación.

6.4.1.4 Proceso Linde En la década de 1970, Linde AG (Alemania) des-

arrolló un reactor de lecho fijo isotérmico con inter-

cambio de calor indirecto. Los haces de tubos de en-

friamiento están incrustados en el lecho del

catalizador, como se muestra en la Ilustración 10. El

propio reactor fue pensado para poder generar vapor

por el calor de la reacción exotérmica metanización,

para ser luego mezclado con el gas de síntesis para

evitar la deposición del carbono. La mezcla de gas

de síntesis se introduce en el reactor de metanización

isotérmico y adiabático. El proceso lo presentamos

simplificadamente en la parte derecha de la Ilustra-

ción 10.

6.4.1.5 Proceso RPM Una metanización de alta temperatura sin reciclaje

de gas y ninguna unidad de modificación de óxidos

de carbono por separado fue propuesta por Ralph M.

Parsons Company (proceso RPM). El proceso de

metanización consiste de 4-6 reactores adiabáticos

de lecho fijo en serie con enfriamiento de gas

intermedio. La alimentación del gas limpio de sínte-

sis, puede darse sobre los primer 4 reactores en dife-

rentes proporciones y el vapor de agua ser adminis-

trado al primero de ellos. La literatura registra

variaciones de presión del sistema entre 4,5 y 77 bar,

y de temperaturas de entrada a los reactores entre

315 y 538°C y la relación H2/CO se varió entre 1 y

3. El proceso se representa en la Ilustración 11. No

hay datos sobre el catalizador y ni la dimensión de

los reactores y no se publicaron datos sobre el pro-

yecto después de 1977 en la literatura.

6.4.1.6 Proceso ICI / Koppers La ex ICI (Imperial Chemical Industries, Gran Bre-

taña) desarrolló un catalizador y proceso de de alta

temperatura de un solo paso para la metanización.

Este proceso tuvo como objetivo producir GNS con

base en el gasificador Koppers-Totzek [40]. El pro-

ceso consta de tres reactores adiabáticos de lecho fi-

jo en serie con refrigeración de gas intermedia. La

temperatura de entrada del gas de síntesis se mantu-

vo entre 400 y 750°C. El catalizador desarrollado

tenía una carga alta de níquel (60% óxido de níquel)

y mostró una buena actividad, selectividad y la fuer-

za física en una prueba de funcionamiento para 1500

h. Ninguna planta a gran escala ha sido construida

[44].

Ilustración 11. Representación del proceso RPM. [51], [52]

Ilustración 10 Reactor Isotérmico para el Proceso Linde Y Versión Simplificada del Proceso. [32]

6.4.2 Metanización de lecho fluidizado Los reactores de lecho fluidizado son reconocidos

por poderse utilizar para procesos de gran escala y

con catálisis heterogénea. Debido a la alta tasa de

mezclado de partículas suspendidas, la transmisión

de calor es uniforme, facilitando la operación del

equipo como una ventaja operativa frente a los gasi-

ficadores de lecho fijo [53]. Otra ventaja comparati-

va se da en la capacidad de adición continua de ma-

terial y posibilidades de recirculamiento del

catalizador.

6.4.2.1 Bureau de Minas En 1952 el departamento del interior de Estados

Unidos (antiguo Bureau de Minas) comenzó un pro-

grama para la elaboración de gas natural sintético

con calidad de gas de tubería a partir de carbón [44],

[54]. Fueron desarrollados un metanizador de lecho

fijo y dos de lecho fluidizado, que fueron operados

por más de 1000 h. Presentamos el esquema de ali-

mentación múltiple para el metanizador fluidizado,

en la Ilustración 12.

Ilustración 12. Representación del proceso del Bureau de Mi-

nas. [44]

6.4.2.2 Proyecto Bi-Gas La empresa Bituminuos Research Inc. empezó en

1963 un proyecto para producir gas natural a partir

del carbón. El carbón es transformado en un gasifi-

cador de arrastre con oxígeno y agua en dos compar-

timentos, uno superior donde se alimenta el carbón

pulverizado con el vapor proveniente de la sección

inferior, teniéndose temperaturas de 1540 y 927°C

respectivamente [44]. El gas producido, es enfriado

y enviado al equipo de shift y de retiro del ácido

sulfúrico, para ser luego dirigido al metanizador. La

metanización se produce en un reactor desarrollado

en la investigación, presentado en la figura 13. El

catalizador se vio favorable al uso del equipo de

shift para los óxidos de carbono llevando a altas ta-

sas de producción de CO2 en el gas de producto

[56]. Después de la última publicación en 1979,

ningún otro informe sobre el proyecto Bi-gas se han

encontrado en la literatura. Figura 13. Reactor de le-

cho fluidizado desarrollado por Bituminous Rese-

arch Inc. [44].

6.4.2.3 Proceso Comflux Entre 1975 y 1986, la GmbH Thyssengas (Alema-

nia) y la Universidad de Karlsruhe (Alemania) se

centraron en desarrollar un reactor de metano para

producir gas natural sintético con calidad de tubería

a partir de gas de síntesis [44]. El proceso de Com-

flux se demostró en esta escala industrial hasta 2000

m3 gas natural sintético por hora en el sitio de Ruhr-

chemie Oberhausen (Alemania) [19]. El proceso se

realizó con gas de síntesis con una relación este-

quiometria H2/CO ajustada de 1,5 mediante la adi-

ción de vapor (combinando el reformado de cambio

–shift- con el metanizador). Con este proceso, los di-

señadores apuntaban a una disminución de los cos-

tos del proceso de 10% [19]. El desarrollo de la tec-

nología se interrumpió cuando el precio del petróleo

cayó a mediados de los años 80. Para este proyecto,

la Universidad de Karlsruhe había investigado los

mecanismos de desactivación del catalizador [44], la

cinética de la reacción, la resistencia al desgaste de

los catalizadores, las influencias de azufre en la me-

tanización [57], y la desactivación debido a la depo-

sición de carbono sobre diferentes catalizadores de

níquel.

6.5 Tecnologías del proceso de producción de metanol

Actualmente, se sintetiza la mayoría del metanol a

partir de gas de síntesis que se produce por medio de

la reforma de gas natural. Puede también ser refor-

mado usando reforma autotérmica (ATR) o una

combinación de reforma del metano por vapor

(SMR) y del ATR. Una vez que se reforma el gas

natural el gas de síntesis que resulta se alimenta a un

reactor en presencia de un catalizador para producir

vapor de metanol y de agua. Este metanol crudo, que

contiene generalmente agua hasta 18%, más etanol,

alcoholes más altos, cetonas, y éteres, se alimentan a

una planta de destilación que consiste en una unidad

que remueve los volátiles y una unidad que remueve

el agua y los alcoholes más altos. El gas de síntesis

que no reaccionó se recircula de nuevo al converti-

dor de metanol dando por resultado una eficacia to-

tal de la conversión del 99%. Un diagráma de blo-

ques genérico del proceso de la síntesis del metanol

se demuestra en la Ilustración 13. [42]

Ilustración 13. Diagrama de bloques simplificado de meta-

nol. [42]

Uno de los desafíos asociados a la síntesis comercial

del metanol está en quitar el exceso de calor de la

reacción. La actividad del catalizador de síntesis de

metanol aumenta a temperaturas más altas pero tam-

bién lo hacen las reacciones laterales que compiten.

Los subproductos de la formación del metanol son:

CH4, DME, éter fórmico, alcoholes más altos y ace-

tona. El tiempo de vida del catalizador también se ve

reducido por la operación continua a alta temperatu-

ra y las temperaturas del proceso se mantienen típi-

camente debajo de 300°C para reducir al mínimo la

sinterización del catalizador [42].

Otro desafío en síntesis comercial del metanol es su-

perar limitaciones termodinámicas. La eficiencia

máxima de la conversión por paso de gas de síntesis

a metanol se limita a cerca de 25%. Las eficiencias

más altas de la conversión por paso se pueden ob-

servar a temperaturas más bajas donde el equilibrio

del metanol se cambia hacia los productos; sin em-

bargo, las actividades del catalizador disminuyen

generalmente mientras que se baja la temperatura.

Quitar el metanol a medida que se produce es otra

estrategia usada para superar las limitaciones termo-

dinámicas y mejorar las eficiencias del proceso de la

conversión por paso. El metanol se remueve física-

mente (condensado o adsorbido sobre un sólido) o

convertido físicamente a otro producto como dimetil

éter, éter fórmico, o ácido acético. [42]

Controlar y disipar el calor de la reacción y la super-

ar las limitantes de equilibrio para maximizar la efi-

ciencia por paso de la conversión son las dos carac-

terísticas de proceso principales se consideran al

diseñar un reactor para la síntesis del metanol, lla-

mado comúnmente convertidor de metanol.

Muchos diseños de convertidor de metanol se han

comercializado sobre los años y éstos se pueden se-

parar en dos categorías adibáticos o reactores

isotérmicos. Los reactores adibáticos contienen a

menudo camas múltiples de catalizador separadas

por dispositivos de enfriamiento de gas, intercambio

de calor o inyección de gas de síntesis re enfriado,

fresco o reciclado. Los perfiles de temperatura axia-

les tienen a menudo un patrón de diente de sierra

que es bajo cuando se retira el calor y aumenta line-

almente entre las secciones del intercambio de calor.

Los reactores isotérmicos se diseñan para quitar con-

tinuamente el calor de la reacción así que funcionan

esencialmente como un intercambiador de calor con

un perfil de temperatura axial isotérmico.

Todos los procesos comerciales de metanol emplean

un loop de síntesis, la Ilustración 14. presenta un

ejemplo típico como parte del diagrama de flujo de

un proceso completo. Esta configuración supera li-

mitantes de conversión en equilibrio en condiciones

de operación típicas de catalizador. Un sistema de

reciclo que brinda mayores conversiones en prome-

dio, es posible porque el agua y el metanol produci-

dos pueden ser removidos del loop por condensación

[43].

Ilustración 14. Diagrama de flujo del proceso de metanol. [43]

El gas de síntesis recuperado es comprimido, mez-

clado con gas reciclado y precalentado contra el gas

saliente del convertidor antes de entrar al converti-

dor. La salida del convertidor es primero usada para

calentar el agua del saturador o el agua de alimenta-

ción del hervidor antes de ser regresada al loop del

intercambiador y luego al enfriador que condensa el

metanol crudo mezclado con agua. Los gases no

condensables son soltados en un recipiente para el

reciclo. Una purga es tomada de este reciclo para

remover el exceso de hidrógeno, metano y otros

inertes. El la mezcla de metanol crudo es enviada a

la sección de destilación para una purificación final.

La característica más útil para distinguir los proce-

sos de producción de metanol comercial es el tipo de

reactor usado. Los cuatro tipos básicos que se en-

cuentran en uso están presentes en la Ilustración 15.

Hay una variedad de diseños del reactor disponibles

en el comercio de licencias, que son uno de estos

cuatro tipos o una combinación entre dos de ellos.

[43]

6.5.1 Convertidor de inyeccción. El convertidor de inyección era la base el diagrama

de flujo inicial de metanol de baja presión de ICI.

Una porción del gas de síntesis mezclada con el gas

de reciclo salta el intercambiador del lazo, lo que

proporciona las fracciones de inyección para las ca-

mas intermedias del catalizador. El gas de alimenta-

ción restante se calienta a la temperatura de entrada

de la primera cama. Como las camas son adibáticas,

la temperatura del gas de la alimentación aumenta

mientras que avanzan las reacciones exotérmicas de

síntesis. La inyección del gas entre los servicios de

las camas sirve para refrescar la mezcla que reaccio-

na y para agregar más reactivo antes de entrar en la

siguiente cama de catalizador. Los convertidores de

inyección tipicamente contienen de tres a seis camas

de catalizador con un distribuidor de gas entre cada

cama para inyectar el gas. Una variedad de disposi-

tivos de mezcla y de distribución de gas se emplean

que caracterizan los diseños propios del convertidor.

El perfil de temperaturas característico es de diente

de sierra que representa la ineficacia termodinámica

de este tipo del reactor como desviación de la tasa

máxima de reacción. La productividad del cataliza-

dor se reduce más aún porque no todo el gas de la

alimentación pasa a través de todo el catalizador. Sin

embargo, el convertidor de inyección ha seguido

siendo el tipo predominante de reactor con un expe-

diente probado de la confiabilidad. [43]

Ilustración 15. Tipos de convertidor de metanol: (a) Inyección, (b) Adiabático múltiple, (c) Enfriado por tubos, y (d) Vapor de

levante. [43]

El convertidor de inyección de presión baja ICI es

el convertidor adibático más ampliamente utilizado

de metanol. Funciona entre los 50-100 Bar y a

270°C. El catalizador Cu/ZnO/Al2O3 es contenido

en una sola cama apoyada por un material inerte. La

adición de gas de sintesis fresco y reciclado frío

apaga la reacción de la síntesis y controla la tempe-

ratura de la reacción. El gas se inyecta a profundida-

des apropiadas dentro del reactor por medio de ro-

ciadores. Hay capas horizontales de estos rociadores

de lado a lado del convertidor y cada uno tiene una

superficie externa cubierta un acoplamiento de

alambre y un tubo central que proporciona el gas

frío. ICI tiene una versión mejorada de este reactor

conocido como convertidor del ARCO. La diferen-

cia técnica principal que en vez de una sola cama

continua de catalizador, la cama es separada por pla-

cas de distribución para formar dominios consecuti-

vos múltiples de catalizador.

6.5.2 Convertidor adiabático. El sistema adiabático del convertidor emplea a inter-

cambiadores de calor en vez de inyección de gas pa-

ra re enfriar entre camas. Como las camas son

adiabáticas, el perfil de temperatura todavía exhibe

el mismo acercamiento del diente de sierra a la tasa

máxima de reacción, pero la productividad del cata-

lizador se mejora algo porque todo el gas pasa a

través del volumen entero del catalizador. Los costes

para los recipientes y los intercambiadores son gene-

ralmente más altos que para los sistemas del conver-

tidor de inyección [43].

Kellogg, Brown, and Root (ahora Halliburton) ha

desarrollado un convertidor adiabático de metanol

que tiene múltiples reactores de cama fija la arregla-

dos en serie, separados por intercambiadores de ca-

lor. Todo el gas de síntesis reciclado se alimentan di-

rectamente en la primera etapa del reactor. Los

reactores tienen una geometría esférica para reducir

costes de construcción y también utilizan menos ca-

talizador comparado con el convertidor ICI de in-

yección. El convertidor Haldor-Topsoe Recoge,

Mezcla, Distribuye (CMD) funciona a través de un

principio similar. Las vigas de ayuda verticales sepa-

ran camas del catalizador. La entrada del gas en el

fondo del reactor proporciona gas de síntesis fresco

que fluye radialmente hacia arriba a través de la

primera cama del catalizador. En la tapa del reactor,

el gas de este primer paso se mezcla con gas inyec-

tado y es distribuido uniformemente de modo que

fluya radialmente a través de la segunda cama del

catalizador. Toyo Engineering Corporation ha dise-

ñado otra versión de un convertidor gradua de meta-

nol de flujo radial (MRF-Z™) que usa tubos caldera

de bayoneta para enfriamniento intermedio. Los tu-

bos dividen el catalizador en camas concéntricas.

6.5.3 Convertidor enfriado por tubos. El convertidor enfriado por tubos funciona como un

intercambiador, que consiste en un recipiente con

tubos con el catalizador en el lado de la coraza. La

mezcla y del gas de síntesis y de reciclo se incorpora

al fondo de los tubos del reactor, donde es calentada

por la reacción que ocurre en la cama circundante de

catalizador. El gas da vuelta en la tapa de los tubos y

pasa abajo a través de la cama de catalizador. La

ventaja principal de este convertidor está en el vo-

lumen reducido de catalizador, puesto que la trayec-

toria de la reacción sigue más de cerca la línea de la

tasa máxima. El funcionamiento del convertidor se

puede mejorar extendiendo el catalizador debajo del

área enfriada por los tubos para que actúe como otra

zona adiabática de la reacción [43].

El convertidor enfriado por tubo es un diseño de re-

actor que funciona simplemente. El gas de síntesis

entra en el fondo del reactor donde un múltiple dis-

tribuye el gas a través de los tubos que actúan como

un intercambiador de calor antes de que el gas que

entre en la cama de catalizador. El reactor isotérmi-

co de Linde, conocido como el convertidor de Va-

riobar, tiene la característica de diseño única de usar

tubos helicoidales en espiral encajados en la cama de

catalizador para el retiro del calor. Espaciadores se-

paran las bobinas de múltiples capas y el agua hir-

viendo se circula a través de los tubos. Mitsubishi

Gas Chemical en colaboración con Mitsubishi Hea-

vy Industry ha desarrollado un reactor isotérmico

conocido como el MGC/MHI Superconverter. Este

diseño de reactor utiliza tubos de doble pared que se

llenan de catalizador en el espacio anular entre los

tubos internos y externos. El gas de síntesis de ali-

mentación entra a los tubos y se calienta mientras

que avanza en el tubo. El gas entonces pasa hacia

abajo a través de la cama de catalizador en el espa-

cio anular. El calor es quitado en ambos lados de la

cama del catalizador por el agua hirviendo que rodea

los tubos así como por el gas de la alimentación in-

troducido en la cámara. Un alto índice de conversión

(metanol cerca de 14% en el enchufe del reactor) es

reportado para este reactor.

6.5.4 Convertidor de vapor de levante. Hay una variedad de convertidores tubulares de va-

por de levante disponibles, que ofrecen flujo radial o

axial, con el catalizador en la coraza o los tubos. La

operación cerca a isotérmica de este tipo de reactor

es la más eficiente termodinámicamente de los tipos

usados, requiriendo menos volumen de catalizador.

Las bajas temperaturas máximas del catalizador

también dan lugar a la formación reducida de sub-

productos y a una vida más larga de catalizador. [43]

Uno de los convertidores isotérmicos comerciales

más ampliamente utilizados de metanol es el conver-

tidor del metanol de Lurgi. Los tubos contienen un

catalizador de metanol propiedad de Lurgi

(Cu/ZnO/Cr2O3 + los promotores) y son rodeados

por agua hirviendo para el retiro del calor de la re-

acción. Estas unidades funcionan a barra 50-100 Bar

y 230-265°C. Variar la presión del agua hirviendo

controla la temperatura del reactor. El vapor del

subproducto se produce a 40-50 Bar y se puede uti-

lizar para el compresor o proporcionar el calor para

el proceso de destilado.

Adaptar las características de los tipos más eficien-

tes de reactor ha sido el empuje principal de moder-

nización de las plantas de metanol más antiguas. La

conversión de los convertidores de inyección a flujo

radial mejora la mezclar y la distribución, mientras

que reduce caída de presión. Instalando un converti-

dor adicional en la purga del lazo de síntesis o antes

de la etapa final del compresor de gas de síntesis se

ha propuesto como una medida para evitar cuellos

de botella [43].

6.6 Toma de decisiones de selección de las tecnologías

6.6.1 Definición el problema Nuestra decisión consiste en escoger una ruta de

tecnologías para la producción de metanol, pasando

por los procesos de gasificación, metanización y

producción de metanol.

6.6.2 Requisitos

6.6.2.1 Gasificación - Existencia de la tecnología a nivel industrial.

- Elaboración de gas de síntesis para aplica-

ciones químicas.

- Seguridad.

6.6.2.2 Metanización - Existencia de la tecnología a nivel industrial.

- Producción de SNG puro a partir de Syngas.

- Seguridad

6.6.2.3 Producción de metanol - Existencia de la tecnología a nivel industrial.

- Producción de metanol.

- Seguridad.

6.6.3 Metas

6.6.3.1 Gasificación - Baja producción de CO2 y demás

contaminantes del proceso.

- Proceso económico.

6.6.3.2 Metanización - Abastecer el mercado de la región norte

principalmente en época de sequías.

- Alta producción de SNG.

- Proceso económico.

6.6.3.3 Producción de metanol - Abastecer el mercado de la costa.

- Proceso económico.

6.6.4 Alternativas

6.6.4.1 Gasificación:

Gasificadores de lecho fijo

- Sasol Lurgi Cama Fija y Fondo Seco

- British Gas Lurgi (Cenizas)

Gasificadores de lecho fluidizado

- KRW de lechofluidizado

- (HTW) High Temperature winkler

- Gasificador de transporte

Gasificadores de flujo de arrastre

- Texaco

- Shell

- Lurgi multi-propósito

- E-gas de dos etapas

6.6.4.2 Metanización

Lecho Fijo

- Lurgi

- TREMP

- Conoco/BGC process HICOM process

- Linde process

- RMP process

- ICI/Koppers process

Lecho Fluidizado

- Bureau of Mines

- Bi-Gas project

- Comflux

6.6.4.3 Producción de metanol

- Convertidor de inyección

- Convertidor adiabático

- Convertidor enfriado por tubos

- Convertidor de vapor de levante

6.6.5 Criterios A continuación vemos las tablas con los criterios de

selección y sus valores medibles de ciertas

características que nos ayudarán a comparar la

viabilidad de cada uno de los requisitos y metas.

6.6.5.1 Gasificación

Tabla 14. Criterios de selección de gasificadores.

Escala Productos probados Referencias

comerciales

Compatibilidad

del syngas Tipo de gasifica-

dor Demonstración Comercial Energía Químicos

Lecho Fijo

Lurgi 1931 1936 Si Si Varias Si

BGL 1931 1958

Pequeña es-

cala Si 2 Si

Lecho Fluidizado

KRW 1998 2001 Si No 1 No

HTW 1956 1960 Si Si < 5 Si

KBR 1996 - Si No Ninguna No

Flujo de Arrastre

Texaco 1940s 1950 Si Si Varias Si

Conoco-Philips 1978 1996 Si No 2 No

Shell 1978 1993 Si Si 3 Si

Tabla 15. Criterios refinados de selección de gasificadores.

Tipo de gasifi-

cador

T gas de

salida

T opera-

ción

Tamaño de

alimentación

mm

Tasa

H2/CO2

Lecho Fijo

Lurgi 420-650 900 < 50 1,7-2,0

BGL 420-650 1958 < 50 1,7-2,1

Flujo de Arrastre

Texaco 1200 1500 < 0,1 0,7-0,9

Shell 1200 1500 < 0,1 0,7-0,9

6.6.5.2 Metanización Tabla 16. Criterios de selección de metanizadores.

Escala Gasificadores Probados Referencias

comerciales

Compatibilidad

del syngas Tipo de gasifica-

dor Demonstración Comercial Lurgi BGL

Lecho Fijo

Lurgi 1930s 1930s Si No Varias Si

Tremp 1979

1981-

1986 Si No 1 No

Conoco/BGC 1972 - No Si Antes No

HICOM 1970s - No Si Antes No

Linde 1970s - No No Nínguna No

RMP 1977 - No No Nínguna No

ICI 1980s 1958 No No Nínguna No

Lecho Fluidizado

Boreau Of Mines 1952 - No No Nínguna No

Bi-Gas Project 1963 1981 No No 1 No

Comflux 1975 1981 No No 1 No

6.6.5.3 Producción de metanol

Tabla 17. Criterios de selección de convertidores de metanol. Temperatura

de operación

(°C)

Presión de

operación

(Atm)

Eficiencia

Termodinámica

Productividad

del catalizador

Proveedor de tec-

nología Tipo de convertidor

Inyección 210 - 290 50 - 100 Baja Baja ICI

Adiabático 260 48 - 300 Baja Media Haldor Topsoe

Enfriado por tubos 240 77 - 97 Media Media Mitsubishi

Vapor de levante 230 - 265 50 - 100 Alta Alta Lurgi

6.6.6 Herramienta de toma de decisiones

Utilizaremos como herramienta de toma de decisión

el método Electra, debido a su sencillez y

aplicabilidad para este caso puntual, además de ya

tener un manejo previo del método. El método

Electra para la jerarquización de alternativas, se basa

en operaciones que se efectúan sobre tablas y

matrices. En principio se requiere una tabla de

calificaciones y pesos. Los elementos de la tabla

deben tener valores enteros entre uno y cinco o entre

uno y diez. Con esta tabla se crean dos matrices, la

matriz de concordancias y la matriz de

discordancias. Ambas matrices tienen como fin el

establecer la dominancia de una alternativa sobre la

otra.

Evaluar las alternativas respecto a los criterios

6.6.6.1 Gasificación

Para la gasificación comparamos 3 tecnologías:

A1: Lurgi

A2: BGL

A3: Texaco

Los criterios y los pesos al igual que las matrices de

concordancia y discordancia se presentan a

continuación:

Tabla 18 Criterios y pesos de la selección del gasifi-cador. Alternativa

Lurgi BGL Texaco

Criterio Peso A1 A2 A3

T operación C1 5 4 4 2

T salida C2 5 4 4 2

Alimentación C3 4 5 5 2

Tasa

H2/CO2

C4 4 5 5 1

Tabla 19. Matrices de concordancia y discordancia de la selección de gasificador. Concordancia Discordancia

A1 A2 A3 A1 A2 A3

A1 0 18 18 A1 0 0 4

A2 18 0 18 A2 0 0 4

A3 0 0 0 A3 0 0 0

P Q

12 1

Aquí encontramos que las alternativas 1 y 2 son

definitivamente dominantes sobre la alternativa 3,

sin embargo no podemos determinar dominancia

entre ellas. Tenemos entonces por ahora que nuestro

método de gasificación debe ser o Lurgi o BGL.

6.6.6.2 Metanización

El principal problema con los metanizadores es que

muy pocos han sido desarrollados en escala

industrial, para usarlos como base de selección de

nuestra tecnología, además de la compatibilidad de

los gasificadores previamente escogidos con las

tecnologías de gasificación. De acuerdo con esto,

solo tenemos un metanizador disponible que es

compatible con las tecnologías preseleccionadas de

gasificación y que actualmente se encuentra en

funcionamiento. Este es el método de tecnología de

gasificación de Lurgi.

6.6.6.3 Producción de metanol

Para la producción de metanol se compararon 3 tipos

de convertidor:

A1: Inyección

A2: Enfriado por tubos

A3: Vapor de levante

Tabla 20. Criterios y pesos de la selección del con-vertidor de metanol. Alternativa

Inyección Enfriado

por tubos

Vapor de

levante

Criterio Peso A1 A2 A3

T operación C1 3 3 4 4

P operación C2 3 4 3 4

Eficiencia C3 5 1 3 5

Productividad C4 5 1 3 5

Tabla 21. Matrices de concordancia y discordancia de la selección del convertidor de metanol. Concordancia Discordancia

A1 A2 A3 A1 A2 A3

A1 0 3 3 A1 0 1 0

A2 13 0 3 A2 2 0 0

A3 16 16 0 A3 4 2 0

P Q

9 2

Acá se pudo observar que la alternativa 3

definitivamente domina a las alternativas 1 y 2 por

lo que el convertidor indicado de aucerdo a los

criterios evaluados sería el convertidor de metanol

por medio de Vapor de Levante.

6.6.7 Análisis de resultados Obtuvimos entonces una selección de las siguientes

tecnologías:

Gasificador Lurgi

Metanizador Lurgi

Convertidor de Vapor de Levante (Lurgi).

La selección del gasificador se vio determinada por

la alta relación entre hidrógeno y monóxido de

carbono para los gasificadores de lecho fijo, y

mayores tamaños de alimentación de partícula, que

definen la meta relacionada con la economía del

proceso. También se puede observar la influencia de

las menores temperaturas de operación en la

selección pues brinda mayor seguridad que es uno

de los requisitos del proceso. Algunos de los

gasificadores se eliminaron de la selección por no

ser compatibles con la producción de productos

químicos. La selección de metanizadores se vió

determinada por la disponibilidad de las tecnologías

y la compatibilidad con los gasificadores. La

selección de el convertidor de metanol se vió

determinada por la eficiencia termodinámica y la

productividad del catalizador, además de las bajas

temperatras que alargan la vida del catalizador.

7 DIAGRAMA DE BLOQUES DEL PROCESO

En la Ilustración 16 podemos observar el diagrama de bloques del proceso con las reacciones químicas que intervienen en el.

8 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

Según las condiciones obtenidas del análisis de tec-

nologías, se obtuvo un proceso acorde con las ex-

pectativas generadas. Se logró definir y detallar el en

varios subprocesos:

8.1 Producción de gas natural (Metano)

Se utilizará el Carbón de la zona carbonífera de la

Guajira, de una mina situada adyacente al sitio de la

planta. El carbón de la mina se tritura y se tamiza.

Luego la fracción de 1/4 de pulgada hasta 2 pulga-

das se utiliza para la gasificación mientras que la de

tamaño insuficiente se transporta a una planta de

energía eléctrica. Se utilizaran gasificadores de Lur-

gi MK IV. Estos gasificadores funcionan con según

la cama fija, a contracorriente, usando una mezcla de

vapor y oxígeno como agente de gasificación. La

presión de funcionamiento es 430 PSIG. A diferen-

cia de otros procesos de gasificación de carbón, el

gas crudo de Lurgi contiene una cantidad considera-

ble de metano, de hecho cerca de 40 por ciento del

metano total que sale de la planta. Esto es, por su-

puesto, ventajoso en que hace necesario una capaci-

dad mucho más pequeña de metanización. Después

del retiro de partículas y el enfriamiento del gas cru-

do a 188 °C, parte de este se convierte catalíticamen-

te en la unidad de la conversión de cambio (Shift).

Se requiere el cambio del monóxido de carbono

pues el gas crudo contiene H2 y el CO en un tasa de

Ilustración 16. Diagrama de bloques del proceso.

aproximadamente 2.5. Para el proceso en sentido

descendiente de metanización, sin embargo, se re-

quiere una tasa de H2/CO mayor a 2. El gas crudo y

el gas convertido entonces se enfrían 35°C por sepa-

rado, y se mezclan después de eso. En las unidades

de enfriamiento de gas, se genera vapor de presión

media y baja para uso en la planta, y el agua de ali-

mentación de la caldera es precalentada. El calor la-

tente del gas crudo y convertido se utiliza así efi-

cientemente. El gas mezclado se envía a la unidad de

Rectisol donde la nafta, el azufre y la mayor parte

del CO2 son removidos lavando el gas con metanol a

temperaturas muy bajas. La recuperación de azufre

se realiza por medio del proceso de Stretford. El gas

limpio entonces se envía a la unidad de metaniza-

ción donde el CO y el H2 se reaccionan catalítica-

mente a CH4 y agua. El gas del producto tiene un va-

lor calorífico de cerca de 970 BTU por SCF.

Después secarlo y de comprimirlo, se alimenta a la

tubería.

8.2 Ruta del gas de licor

Después de enfriar el gas bruto y el gas convertido a

35°C, el agua, el aceite de alquitrán, los fenoles, el

amoníaco y otros productos de la carbonización de

carbón se condensan de la corriente del gas. Estos

componentes se envían primero a la unidad de la se-

paración de gas, donde el licor es separado por la

gravedad del aceite de alquitrán que se utiliza como

combustible de la caldera. El licor entonces va a una

unidad de Phenosol van, donde se recuperan los fe-

noles. Estos se utilizan también como combustible

de la caldera. El licor del gas sin fenoles entonces se

trata en la planta de Phosam en donde el amoníaco

se recupera como producto vendible (amoníaco an-

hidro). El agua efluente de Phosam, finalmente, se

puede utilizar directamente en el sistema de agua de

enfriamiento y se trata bilogicamente en las torres

que de enfriamiento. El sistema de agua de enfria-

miento es un proceso algo único que combina el tra-

tamiento biológico del licor limpio del gas dentro de

un sistema de agua de enfriamiento. El uso del licor

limpio del gas como agua de enfriamiento reduce

considerablemente los requisitos del agua de la plan-

ta, pues aproximadamente 30 por ciento del licor del

gas se origina de la humedad del carbón que así se

hace útil.

8.3 Producción de metanol

El gas natural limpio es reformado con vapor a cerca

de 580 psig y más allá usando oxígeno como agente

de reforma. El proceso genera gas de síntesis libre

de carbón con una temperatura de salida del refor-

mador de 950 a 1050 °C. El gas de síntesis es com-

primido en un compresor de paso simple, con reci-

clo integrado a la presión requerida para la síntesis

de metanol.

En el convertidor de metanol Lurgi se usa monóxido

de carbono, el bióxido de carbono, e hidrógeno se

convierten en metanol a temperaturas alrededor de

260°C y a presiones de cerca de 1000 psig en pre-

sencia de un catalizador basado en cobre, según las

siguientes ecuaciones:

CO + 2H2 → CH3OH

CO2 + 3H2 → CH3OH + H2O

La mezcla del gas fresco de alimentación y el reciclo

que sale de la compresión es calentada a la tempera-

tura de la reacción por un intercambiador de alimen-

to-efluente antes de incorporarse a el convertidor del

metanol. El convertidor del metanol es un reactor

tubular vertical con los tubos llenos con el cataliza-

dor. La reacción de la síntesis del metanol es alta-

mente exotérmica, por lo tanto el convertidor es re-

frescado generado el vapor saturado 550 psig en la

cáscara del reactor tubular. El efluente del converti-

dor es refrescado alrededor a 38°F por los intercam-

biadores de calor, refrigeradores del aire y finalmen-

te refrigeradores del agua. El efluente refrescado

entonces entra en un tanque para separar el metanol

condensado del gas. La parte del gas se recicla para

ser mezclada con el gas fresco de la alimentación y

es comprimida para aumentar la presión antes de ser

alimentada al convertidor del metanol. La mezcla de

gas de reciclo es necesaria para controlar el proceso.

El resto del gas se purga del sistema. La purga del

lazo de la síntesis del metanol es necesaria prevenir

la acumulación de inertes, como nitrógeno, argón, y

metano, en el lazo de la síntesis. La corriente de la

purga se limpia con agua para recuperar el metanol y

después se envía a las unidades de la recuperación

de H2 y de producción de SNG.

9 OBJETIVOS DE LA PRODUCCIÓN

Se definieron las características tanto en cantidad

como en calidad de los productos, en este caso gas

natural y metanol, para poder definir los objetivos de

producción de la planta. Estas características están

definidas de acuerdo con el análisis de mercado rea-

lizado previamente y las normas de calidad estable-

cidas para nuestro país.

9.1 Cantidad

La producción de la planta está basada en la necesi-

dad de metanol del mercado de biocombustibles del

país. Aunque nuestros objetivos de mercados pri-

mordiales serán las productoras de biodiesel de la

costa Atlántica, se tuvo en cuenta que este mercado

y la demanda de biodiesel vienen en crecimiento y

se consideró producir una cantidad mayor a la con-

sumida actualmente en este mercado, pero inferior al

consumo nacional e inferior a la proyectada para el

año 2020.

Según los datos del “Atlas de Agroenergía y Bio-

combustibles de las Américas” [17] por cada litro de

aceite de palma consumido se produce alrededor de

un litro de biodiesel y se consumen 151 mL de me-

tanol. Teniendo en cuenta que la demanda nacional

de biodiesel es de 506.000 toneladas al año, enfoca-

mos nuestros cálculos en una producción de metanol

necesaria para satisfacer una demanda de 500.000

toneladas. A continuación se muestra el cálculo de

objetivos de producción:

(10)

Donde se consideró que el año tenía 300 días labora-

les cada uno con 12 horas de trabajo. De acuerdo

con esto nuestro objetivo de producción es de

23.832 L/Hora de metanol, que equivale a 41.935

Lb/hr de metanol.

Esta producción de metanol equivale a una produc-

ción de 0,628 MPCD de metano.

9.2 Calidad

Según la “Compilación de la Regulación del Gas

Natural” [58] establecida por La CREG, El Gas Na-

tural entregado al Transportador por el Agente, en el

Punto de Entrada del Sistema de Transporte y por el

Transportador en el Punto de Salida, deberá cumplir

con las especificaciones de calidad indicadas en la-

Tabla 21.

Tabla 22. Especificaciones de calidad del gas natural.

NOTA 1: Todos los datos sobre metro cúbico o pie cúbico de gas están referidos a Condiciones Estándar.

NOTA 2: Los líquidos pueden ser: hidrocarburos, agua y otros contaminantes en estado líquido.

NOTA 3: Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO2, nitrógeno y oxígeno.

NOTA 4: El máximo tamaño de las partículas debe ser 15 micrones.

Especificaciones Sistema Internacional Sistema Inglés

Máximo poder calorífico bruto (GHV) (Nota 1) 42.8 MJ/m3 1.150 BTU/ft3

Mínimo poder calorífico bruto (GHV) (Nota 1) 35.4 MJ/m3 950 BTU/ft3

Contenido de Líquido (Nota 2) Libre de líquidos Libre de líquidos

Contenido total de H2S máximo 6 mg/m3 0.25 grano/100PCS

Contenido total de azufre máximo 23 mg/m3 1.0 grano/100PCS

Contenido CO2, máximo en % volumen 2% 2%

Contenido de N2, máximo en % volumen 3 3

Contenido de inertes máximo en % volumen (Nota 3) 5% 5%

Contenido de oxígeno máximo en % volumen 0.1% 0.1%

Contenido máximo de vapor de agua 97 mg/m3 6.0 Lb/MPCS

Temperatura de entrega máximo 49 °C 120°F

Temperatura de entrega mínimo 7.2 °C 45 °F

Contenido máximo de polvos y material en suspensión (Nota 4) 1.6 mg/m³ 0.7 grano/1000 pc

La calidad del Metanol para la producción de

biodiesel, debe ser superior al 99% y actualmente se produce metanol industrialmente con purezas del 99.85%, así que consideramos esta pureza para nuestra planta.

9.3 Influencia de la producción de metano en el mercado actual

Como se ha mostrado anteriormente, la produc-ción nacional de gas natural e Colombia en 2009 fue de 1032 MPCD y esta producción aumentó para el año 2010. La producción de gas natural de la planta es de 36077 Lb/hr que equivale a 0,628 MPCD. Esta cantidad es muy pequeña comparada con la produc-ción nacional pues solo equivaldría a un 0,061% de la producción nacional, sin embargo nos podría ase-gurar el consumo si hacemos contratos de exclusivi-dad con alguna empresa que consuma niveles simi-lares a esta cantidad y también nos permite abastecer como establecimos en lo objetivos de producción el mercado de la costa de metanol.

10 SIMULACIÓN

10.1 Descripción del programa

Se realizó una simulación del proceso usando el

programa Aspen Plus 7.2, que es un software de si-

mulación de procesos desarrollado en el MIT por L.

Evans. Actualmente este software es muy difundido

en la industria. Aspen plus en un simulador estacio-

nario de secuencia modular que también permite la

estrategia orientada a las ecuaciones. Este simulador

está orientado a la industria de procesos, principal-

mente la industria química y petroquímica y se en-

carga de simular y modelar cualquier tipo de proceso

para el cual hay un flujo continuo de materiales y

energía de una unidad de proceso a otra.

10.2 Componentes

En la Tabla 23. vemos una lista con los componentes

modelados en la simulación.

Tabla 23. Componentes que participan en la si-mulación. ID del com-

ponente

Tipo Nombre del com-

ponente

Fórmula

N2 CONV NITROGENO N2

O2 CONV OXYGENO O2

COAL NC

H2O CONV AGUA H2O

CO CONV MONOXIDO DE

CARBONO

CO

CO2 CONV DIOXIDO DE

CARBONO

CO2

C SOLID CARBON C

COALASH NC

S CONV AZUFRE S

COS CONV SULFURO DE

CARBONILO

COS

H3N CONV AMONIACO H3N

H2S CONV ACIDO

SULFHIDRICO

H2S

O2S CONV DIOXIDO DE

AZUFRE

O2S

O3S CONV TRIOXIDO DE

AZUFRE

O3S

H2 CONV HIDROGENO H2

CH4 CONV METANO CH4

CL2 CONV CLORO CL2

HCL CONV ACIDO

CLORHIDRICO

HCL

S-S SOLID AZUFRE S

MEOH CONV METANOL CH4O

10.3 Propiedades termodinámicas

Se usó globalmente el modelo termodinámico de

Peng-Robinson que usa una versión del método alfa

y reglas de mezclado. Este modelo ha sido recomen-

dado para aplicaciones de procesamiento de hidro-

carburos tales como procesamiento de gas, refinería

y procesos petroquímicos. Los resultados de este

modelo termodinámico son comparables con los

modelos que usan la ecuación de estado Soave-

Redlich-Kwon de manera estándar. El modelo Peng-

Robinson usa una función alfa avanzada y reglas de

mezclado asimétrico que con los parámetros ade-

cuados puede modelar adecuadamente sistemas po-

lares y sistemas químicos no ideales.

La ecuación para el modelo de Peng-Robinson es:

(11)

Donde:

(12)

(13)

(14)

(15)

(16)

(17)

(18)

(19)

(20)

(21)

El modelo termodinámico de sólidos fue usado en la

parte de tratamiento del carbón para la trituración y

el tamizado.

10.4 Reacciones Químicas

Para representar las reacciones químicas en el mode-

lo se usó un acercamiento relativamente simple. Los

reactores fueron modelados con los modelos propor-

cionados por el programa Aspen Plus 7.2 RStoic,

REquil y RGibbs.

Las reacciones en cada reactor y sus especificacio-

nes en el modelo de Aspen Plus se muestran a con-

tinuación:

10.4.1 Jerarquía GAS Tabla 24. Reacciones en el bloque CON-1

(RStoic). Rxn

No.

Tipo de es-

pecifica-

ción

Estequiome-

tria

Frac-

ción

Componen-

te Base

1 Frac. Con-

version

COAL →

H2O + O2 +

N2 +

C(Cisolid) +

COALASH +

S-S(Cisolid)

+ Cl2 + H2

1 COAL

El rendimiento de la conversión de carbón está de-

terminado por las características del carbón.

Reacciones en el bloque GAS-1 (RGibbs)

La gasificación del carbón se realiza usando el

método de minimización de la energía libre de Gibbs

en el modelo llamado “GAS-1”. La opción “Rgibbs

considera todos los componentes como productos en

la Hoja de productos” es seleccionada para que el

modelo pueda determinar la fase de cada uno de los

productos como base fluida o sólida y sus propieda-

des.

Tabla 25. Reacciones en los bloques SHI-1 (REquil)

y SHI-2 (REquil). Rxn No. Tipo de especifica-

ción

Estequiometria

1 Temp. Approach CO + H2O → CO2 +

H2

El cambio de gas de agua convierte la mayoría del

CO en el gas de síntesis a CO2 y H2O.

10.4.2 Jerarquía CH4

Tabla 26. Reacciones en el bloque MET-1 (RE-

quil). Rxn No. Tipo de especifica-

ción

Estequiometria

1 Temp. Approach CO + 3H2 ↔ H2O +

CH4

10.4.3 Jerarquía METOH Tabla 27. Reacciones en el bloque REF-1 (RE-

quil). Rxn No. Tipo de especifica-

ción

Estequiometria

1 Temp. Approach H2O + CH4 ↔ CO +

3H2

Tabla 28. Reacciones en el bloque REF-2 (RE-

quil) Rxn No. Tipo de especifica-

ción

Estequiometria

1 Temp. Approach CH4 + 1.5O2 ↔ CO +

2H2O

2 Temp. Approach CO + 0.5O2 ↔ CO2

Tabla 29. Reacciones en el bloque METOH-1 (RStoic). Rx

n

No.

Tipo de es-

pecificación

Estequiome-

tria

Frac-

ción

Componen-

te Base

1 Frac. Con-

versión

CO2 + 3H2 →

MEOH + H2O

0.95 CO2

2 Frac. Con-

versión

CO + 2H2→

MEOH

0.95 CO

10.5 Planteamiento de las simulaciones.

10.5.1 Operaciones unitarias.

Las operaciones unitarias principales están represen-

tadas por modelos de Aspen Plus mostrados en la

Tabla 30.

Tabla 30. Principales operaciones unitarias

Operación Unitaria Modelo de As-

pen Plus

Comentarios

Preparación del

carbón

Crusher, Scre-

en, Mixer

Reducen el tamaño

de partícula del

carbón.

Gasificación RStoic,

RGibbs, RE-

quil, Sep, Hea-

ter, HeatX, Mix

Descomponer el

carbón para producir

gas de síntesis.

Metanización Requil Producir Metano.

Limpieza de gas Sep Remoción de com-

ponentes corrosivos

del gas.

Producción de me-

tanol

Mix, REquil,

RStoic, Sep,

Compr, Heater,

FSplit

Produce metanol

10.5.2 Atributos de los componentes.

Las corrientes representan los flujos de material y

energía que entran y salen del proceso. Para los

componentes sólidos no convencionales en la co-

rriente de alimentación de carbón C-1, en la jerarqu-

ía TRA, es necesaria la especificación de los atribu-

tos de el componente. Los valores usados

proporcionados por Ingeominas [3] se muestran en

la Tabla 31.

Tabla 31. Atributos del carbón alimentado PROXANA

L

ULTANA

L

SULFANA

L

Elemento Va-

lor

Elemento Va-

lor

Elemento Va-

lor

Humedad 11,9

4

Cenizas 7,9 Pirítico 11

Carbón Fijo 51,3 Carbón 75,2 Sulfatos 4

Material

Volátil

40,8 Hidróge-

no

4,1 Orgánico 28

Cenizas 7,9 Nitrógeno 1,5

Cloro 0,03

Azufre 0,47

Oxígeno 10,8

10.5.3 Especificaciones de diseño y calculadoras.

La simulación se desarrolla con una combinación de

herramientas de diagramas de flujo como Bloques

de Especificaciones de Diseño y Bloques Calculado-

ras. Las Tabla 32 y 33 muestra las herramientas de

diagramas de flujo usadas en este modelo.

Tabla 32. Especificaciones de diseño usadas

Nombre Specificación

(Meta)

Variable manipu-

lada

DS-1 Define la tempera-

tura de salida de

HX-2 a 370,4 °F

Flujo másico de

H2O-2

DS-2 Define la tempera-

tura de salida de

HX-3 a 95 °F

Flujo másico de

H2O-3

OXIGENO Define la fracción

molar de hidróge-

no a la salida del

gasificador

Flujo másico de

O2 en la corrien-

te AIRE-1

Tabla 33. Calculadoreas usadas

Nombre de la jerarquía

(Nombre de la calculadora)

Propósito

TRA (CAL-1) Define la cantidad de agua co-

rrespondiente a la cantidad de

sólido alimentado en la co-

rriente C-1

Gas (CAL-2) Convierte los componentes del

carbón alimentado de compo-

nentes No Convencionales

(NC) a componentes conven-

cionales de acuerdo con las ca-

racterísticas del carbón.

10.6 Resultados de la simulación.

En la Ilustración 17 se observa el diagrama de flujo

de la simulación del proceso generado en Aspen

Plus.

No ocurren errores (“Errors”) en la simulación, y las

advertencias (“Warnings”) ocurren debido a paráme-

tros físicos y que el punto de congelamiento del

Carbón está fuera del rango normal. Los valores de

alimentación claves de las corrientes de la simula-

ción se dan en la Tabla 34.

Tabla 34. Valores claves de las corrientes de ali-

mentación. Variable Valor (Lb/hr)

Alimentación de carbón 67000

Agua para triturado 36077

Oxigeno para gasificación 3494

Producción máxima de metano 21863

Producción máxima de metanol 42333

Algunos de los resultados clave del proceso de simu-

lación se dan en la Tabla 35.

Tabla 35. Resultados clave de la simulación.

Variable Valor

Temperatura de Ga-

sificador

900 °C

Temperatura de

Metanizador

271 °C

Temperatura Con-

vertidor MetOH

260°C

11 DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA

El diagrama de flujo del sistema se puede observar

en la Ilustración 18.

12 DISTRIBUCIÓN DE LA PLANTA

El aspecto principal que se tuvo en cuenta en el momento de proponer la distribución de las unidades de proceso de la planta fue la seguridad. Inicialmen-te se siguió el principio de flujo del proceso, para posteriormente segregar los riesgos de cada una de las zonas de producción de tal manera que diferentes tipos de riesgos no quedaran en la misma zona. En este orden de ideas queremos separar las zonas sus-ceptibles a explosión de las zonas de procesamiento de metanol que es altamente tóxico y volátil y de las zonas de tratamiento de agua. Se propuso una separación de las zonas por vías in-ternas de 5 metros de ancho, que pueden ser usadas como rutas de acceso a camiones de transporte, co-mo rutas de evacuación y como barreras físicas cor-tafuegos en caso de eventualidades. Se propone una vía de 4 metros de ancho que rodea el área de opera-ción y puede ser usada como vía de acceso a las di-ferentes zonas de la planta y como ruta de evacua-ción. Finalmente se propone 3 rutas de 7 metros de ancho que pueden ser usadas como rutas principales de evacuación y acceso para grúas importantes du-rante la construcción de la planta, además sirven pa-ra separar las zonas con tipos de riesgos diferentes. La zona administrativa se ubica en la entrada de la planta alejada de las zonas de mayor peligro.

Ilustración 17. Diagrama de flujo del proceso generado por Aspen Plus.

12.1 Distribución y vías de acceso.

Las unidades de la planta están distribuidas siguien-do el principio de flujo de proceso [59], permitiendo minimizar la necesidad de movimiento de material, aumentando la seguridad y disminuyendo costos en tuberías y bombeo. Hay entradas que están ubicadas cerca a las zonas A1, A2 y A3 donde está ubicado respectivamente el personal administrativo, la zona de seguridad contra incendios y la zona de control del proceso. En estas zonas el riesgo es menor y se espera la mayor afluencia de personal. Se colocaron cuatro entradas; La entrada principal está localizada frente a una vía de 7 metros de ancho que atraviesa la zona de afluencia de personas y que es la vía principal de acceso y permite la entrada y salida de vehículos de incendios, grúas y acceso rápido para las personas. Sirve para optimizar el flu-jo de vehículos y tener un acceso al exterior del otro lado de la planta. Las otras dos entradas están ubica-das en los costados de la planta, una cercana a las zonas mayor riesgo y con una zona libre para permi-tir la evacuación rápida en caso de emergencias, y la otra cerca al área de almacenamiento y manejo de

Carbón para permitir la entrada de camiones sin in-terferir en el resto de la planta. Es necesario mante-ner distancias entre las unidades de producción por razones de seguridad, principalmente para facilitar la evacuación y el flujo del viento. También influyen razones logísticas pues este distanciamiento permite la entrada de vehículos para la carga y descarga de insumos y productos además del mantenimiento y reemplazo de equipos en las diferentes zonas de producción. Los equipos sensibles a reubicación serían las co-lumnas de Rectisol y los equipos de condensado, pues se ubican en zonas donde los equipos operan a altas temperaturas y estos procesos se llevan a cabo a bajas temperaturas, por lo que se hace posible no mezclar este tipo de riesgos. El metanol a diferencia de las demás sustancias no es un gas volátil sino un líquido volátil y merece consideraciones especiales, por lo que se hace necesaria la separación de esta zona. En cuanto a las vías de acceso a las diferentes zonas de la planta se planteo de la siguiente manera: -Una vía periférica de 4 metros de ancho que sirve como acceso y como ruta de evacuación de la planta.

Ilustración 18. Diagrama de flujo del proceso.

-Dos rutas central de 7 metros que parten en dos el predio con una ruta perpendicular de la misma magnitud que sirven como acceso principal para camiones de carga y grúas que puedan ser necesarias para procesos de expansión, construcción o desmon-te para cambio o mantenimiento además sirven para separar las zonas con riesgos diferentes y para per-mitir el flujo rápido de personas en caso de peligro. - Distancia de 5 metros entre zonas para permitir el adecuado flujo de aire y prevenir la formación de atmósferas volátiles, vía de acceso y ruta de evacua-ción. Las vías de acceso además sirven como barreras físicas para la contención de incendios, lo que per-mitiría contener peligros en la zona específica donde se produjo.

12.2 Clasificación.

Se realizó un análisis de los aspectos más relevantes de seguridad en cada una de las zonas de proceso. Se aplica la clasificación de áreas según la norma NFPA 70 NEC del 2011. Hay que tener en cuenta

que una buena clasificación de áreas de procesos según su riesgo puede ser determinante en los costos de construcción y operación de la planta, ya que equipos especiales anti-explosión pueden llegar a costar cinco veces más que los equipos normales. Lo que se planteó en éste análisis preliminar es para dar una idea del nivel de peligro asociado a cada zona.

12.2.1 Criterios de NEC-2011 para clasificar áreas peligrosas.

Según el peligro asociado al proceso NEC-2011 propone tres clasificaciones para las zonas, de las cuales en nuestro proceso sólo es probable hallar las dos siguientes: -Clasificación 1: El riesgo se encuentra principal-mente asociado a gases inflamables, vapores infla-mables producidos por líquidos, o líquidos inflama-bles. -Clasificación 2: El riesgo se encuentra asociado a polvos combustibles Estas clasificaciones a su vez se dividen en zonas, para un mejor entendimiento del riesgo asociado.

Ilustración 19. Distribución de areas de la planta.

Para las clasificaciones existen las zonas 0,1 y 2. Se consideran condiciones normales de operación aque-llas que se encuentran dentro de los parámetros de diseño. Zona 0: Aquella zona donde la presencia de atmós-feras explosivas es permanente en condiciones nor-males de operación. Zona 1: Zonas donde atmósferas explosivas tiene probabilidad de existir, aparecen por periodos limi-tados de tiempo de manera frecuente en condiciones normales de operación. Zona 2: Donde es improbable que exista una atmós-fera explosivas, si aparece no lo hace de manera fre-cuenta y sólo por cortos periodos de tiempo en con-diciones normales de operación.

12.2.2 Zona de Administración (A1); Zona de Se-guridad, Equipos de combate de incendio (A2); Zona de control (A3):

Se consideran zonas seguras, es decir, quedan sin clasificar porque no tienen riesgos asociados ya que ningún proceso se lleva a cabo dentro de ellas. Sin embargo la cercanía que tienen con el proceso hace necesario que dentro de éstas zonas se ubiquen equi-pos de seguridad básica de personal en caso de fugas de sustancias, incendios, ó explosiones. En éste último caso es necesario que las estructuras tengan algún grado de resistencia a explosiones para que re-sistan una eventual onda de sobrepresión y que estén ubicados a una distancia eficiente que permita, para el caso del cuarto de control, tener supervisión sobre el proceso, no estar en peligro inminente y evacuar rápidamente. Distancias entre 20 y 30 metros entre éstas zonas y las áreas de proceso son recomenda-das, pero antes de ser aplicadas se deben estudiar su factibilidad y otras posibilidades de distanciamiento.

12.2.3 Almacenamiento y manejo de carbón (A4): Allí se puede encontrar la clasificación 2 con todas sus zonas asociadas. La clasificación 2 se encuentra en la vecindad del proceso de almacenamiento, ya que produce el carbón puede producir una atmósfera de polvo de carbón, que puede ser combustible ante la presencia de chispas, fuego u otro tipo de igni-ción.

12.2.4 Trituración, tamizado, destilación criogéni-ca (A5):

Allí se puede encontrar la clasificación 2 con todas sus zonas asociadas. La clasificación 2 se encuentra en la vecindad del proceso de trituración del carbón, ya que produce una atmósfera de polvo de carbón el

cual es combustible alrededor de los martillos de tri-turación.

12.2.5 Gasificador, Zona de conversión Shift (A6): Se encuentra la clasificación 1. Es una zona de altí-sima peligrosidad ya que en todos los procesos, se llevan a cabo a temperaturas muy altas, y se manejan sustancias inflamables, tanto gases, como líquidos y sus vapores asociados. Entre los gases inflamables se encuentran monóxido de carbono, hidrógeno, naf-tas y el metano. Las temperaturas de auto-ignición de estas sustancias se aproximan mucho a las tempe-raturas de operación del Gasificador y del Shift de alta temperatura. El hidrógeno y el monóxido de carbono presentan amplios límites de explosividad como porcentaje en volumen en aire, son asfixiantes y metano y las naf-tas son sustancias tóxicas. Por último hay que considerar que las naftas y el monóxido de carbono tienen una densidad relativa al aire alta, lo que ocasiona que en lugar de subir y di-luirse fácilmente en el aire, formen atmósferas ex-plosivas a bajas alturas y se sedimenten en los nive-les de proceso. Por lo tanto se recomienda un diseño de seguridad conservador para ésta área, además de buena ventilación para evitar acumulaciones de gas metano.

12.2.6 Zona de Metanización y reformadores (A7): Clasificación 1. Esta zona al igual que la zona ante-rior maneja sustancias como monóxido de carbono dióxido de carbono, hidrógeno y metano. Las sus-tancias manejadas, cuyas densidades relativas son más pequeñas que el aire, tienden a subir y a diluirse fácilmente con una adecuada ventilación, además las reacciones no requieren de temperaturas tan altas como la reacción de gasificación lo que disminuye el riesgo de la zona. Sin embargo siguen habiendo sus-tancias con densidades altas relativas al aire lo que nos hace mantener el diseño conservador de la zona 6 y la ubicamos cerca a ella para no mezclar los riesgos. La clasificación 1 sigue apareciendo con to-das sus zonas asociadas.

12.2.7 Condensadores, Rectisol (A8): Clasificación 1. En este área el riesgo viene asociado a el metanol de la torre de rectisol, que es un líquido volátil tóxico, pero también es un área donde se ope-ra a temperaturas mucho menores a la de las otras partes de la planta, por lo que se separa de los otros tipos de riesgos asociados a gases combustibles y temperaturas altas y se coloca cerca a la zonas de limpieza. En esta área también hay condensadores que separan el agua contaminada del gas de síntesis

Tabla 36 Descripción de las zonas Zona Equipos; Descripción

A1 Área Administrativa

A2 Área de seguridad; Equipos de contención de incendios

A3 Edificio Control

A4 Área de almacenamiento de carbón

A5 Trituradora, tamizado, equipos de destilación criogénica

A6 Gasificador, cambio de baja y alta temperatura

A7 Metanizador, reformadores

A8 Condensadores, rectisol

A9 Convertidor de metanol, condensador

A10 Zona de limpieza de agua

A11 Almacenamiento de metanol

y del metano, pero que por sus características de operación no presentan riesgos mayores. Sin embar-go al haber también gases que se purifican es nece-sario mantener los niveles de clasificación.

12.2.8 Zona de convertidor de metanol y condensa-dor (A9):

Clasificación 1. Principalmente asociada al hidróge-no y al metanol que también es volátil. La reacción de producción de metanol se lleva a cabo a altas temperaturas por lo que se debe tener cuidado con la presencia de hidrógeno. El principal peligro de ésta zona está asociado a su capacidad de producir una conflagración o explosión y a la elevada toxicidad del metanol que puede representar un problema serio de salud ocupacional y medioambiental. Es un area que se maneja una seguridad muy conservadora. Se consideran todas las zonas de la clasificación 1 pre-sentes en esta área de proceso por la presencia per-manente de un gas volátil.

12.2.9 Zona de purificación de agua (A10) Clasificación 1. En esta zona se purifica el agua para reutilizarla en el proceso y hay efluentes de Ácidos y Amoniaco sin embargo en muy pequeñas cantida-des, que no proporcionan un riesgo mayor de explo-sividad sin embargo presentan un riesgo de toxici-dad por lo que mantenemos la clasificación 1.

12.2.10 Zona de Almacenamiento de metanol (A11):

Clasificación 1, zona 2. Es importante tener en cuen-ta esta área pues el metanol es altamente inflamable, por lo que se recomienda manejar equipos donde no se produzca estática y mantener mucho cuidado so-bre esta zona, por esta razón se hizo es la más aleja-da, además para facilitar la salida del producto. Sin embargo es necesario tener un nivel de precaución

ante alguna posible falla en los tanques de almace-namiento y la aparición de alguna fuente de ignición como un camión transportador o algún equipo electrónico cerca de la fuga que produzca altos nive-les de energía y represente un peligro grande.

12.3 Compuestos involucrados en el proceso que son fuente de riesgo

Tabla 37 Descripción y clasificación de los com-

puestos. Sustancia Inflamabilidad Clasificación

NEC

Monóxido de car-

bono

Si Grupo C

Dióxido de carbono No NA

Hidrógeno Si Grupo B

Metano Si Grupo D

Naftas Si Grupo D

Amoniaco Si Grupo D

Carbón No NA

Metanol Si Grupo D

-Carbón: Es combustible pero no inflamable. El proceso de trituración produce pequeños fragmentos que se pueden quedar suspendidos en el aire a baja altura. Aunque por consideraciones de proceso no tiende a formar atmósferas explosivas el material particulado se debe mantener lejos de las personas para evitar efectos secundarios en el sistema respira-torio de las personas. -Hidrógeno: gas incoloro en inodoro. Su presencia es difícil de notar. Aunque en el proceso siempre se mantiene confinado dentro de las unidades y no es probable que forme atmósferas explosivas se ve en-vuelto en reacciones a altas temperaturas en presen-cia de oxígeno lo que puede ocasionar explosión de los equipos. Es más liviano que el aire por lo que las fugas tienden a ir hacia arriba y a diluir el gas en volúmenes mayores de aire. -Monóxido de carbono: Extremadamente inflama-ble. Temperatura de auto-ignición alta. Es tóxico. Aunque en proceso siempre se mantiene confinado dentro de las unidades las fugas pueden ocasionar atmósferas explosivas ya que el monóxido de carbo-no tiene una densidad relativa al aire mayor a 0,75 por lo que es probable que se quede en alturas bajas y se concentre a nivel de proceso. Las zonas más susceptibles a explosiones por monóxido de carbono son: el gasificador, conversiones Shift. -Dióxido de carbono: No es inflamable, No produce atmósferas explosivas. Su principal riesgo es la

muerte por asfixia. Es más pesado que el aire por lo que tiene a crear atmósfera a alturas bajas lo que desplaza otros productos inflamables de éstas zonas y ayuda a disminuir atmósferas explosivas pero es peligroso para los operarios. Se encuentra asociado a la unidad de gasificación y a las unidades Shift acompañando permanentemente al monóxido de carbono, lo que disminuye la concentración de CO. -Metano: Más liviano que el aire. Tiende a subir a la atmósfera y a diluirse. Forma mezclas explosivas con aire. Se encuentra principalmente asociado a metanizadores, los cuales usualmente se operan por debajo de la temperatura de auto-ignición del meta-no. Se puede concluir que por las condiciones de operación no tiende a formar atmósferas explosivas, sin embargo se debe tener cuidado con las chispas y fuentes de ignición ya que es un material inflamable, por lo tanto hay que identificar los principales pun-tos de fuga. -Naftas: Es una mezcla de hidrocarburos entre 5 y 12 carbonos. Se considera más pesado que el aire por lo tanto tiene a quedarse a bajas alturas y a con-centrarse entre las unidades de proceso. No se diluye fácilmente en aire. Tiende a formar atmósferas ex-plosivas en los niveles de operación. Se encuentran asociadas a las unidades RECTISOL, las cuales se operan cerca de su punto de auto-ignición por lo tan-to hay que ser cuidadoso con las naftas. Requieren de equipos especiales que disminuyan las fuentes de ignición ya que son inflamables. -Amoniaco: Es de especial cuidado. Gas licuado volátil e inflamable. Amplio rango de explosividad en mezclas con aire, aunque encenderlas requiere de elevadas temperaturas. Elevada toxicidad. - Metanol: Líquido altamente inflamable. .Se requie-re de equipos especiales que disminuyan el nivel de estática en los equipos asociados a esta sustancia por su potencial de ignición. Los vapores que produce son más pesados que el aire y tienden a quedarse en bajas alturas formando atmósferas explosivas.

13 LOGÍSTICA

La logística es la parte de la gestión de la cadena de suministro que planifica, implementa y controla el flujo eficiente y efectivo de materiales y el almace-namiento de productos, así como la información asociada desde el punto de origen hasta el de con-sumo con el objeto de satisfacer las necesidades de los consumidores. En este caso el proceso logístico consiste en implementar una forma de llevar el carbón de la mina a la planta, su almacenamiento en ella y posteriormente llevar el gas natural a las líneas

principales de gas bajo las condiciones requeridas por el consumidor e igualmente llevar el metanol producido a las plantas de producción de biodiesel de la costa, de acuerdo a las condiciones de deman-da. Para hacer un análisis global de la logística defi-niremos la ubicación puntual de la planta, los objeti-vos logísticos, las características de transporte y almacenamiento de los insumos y productos y fi-nalmente definir las rutas principales para transpor-tar los insumos y los productos elaborados. [64], [65].

13.1 Objetivos

El objetivo fundamental es colocar los productos ne-cesarios en el lugar adecuado, en el momento preci-so y en las condiciones deseadas, contribuyendo lo máximo posible a la rentabilidad de la firma. Para alcanzar estos objetivos es necesaria la gestión de los medios necesarios para esto como superficies, medios de transportes y flujos de información. El transporte de carbón y metanol se harán por tierra en camiones y carro tanques respectivamente teniendo en cuenta los tiempos de transporte y estableciendo contratos de abastecimiento con los clientes. Es im-portante escoger las rutas que estén en mejor estado para evitar problemas de seguridad, pero también ru-tas rápidas y fluidas para optimizar la los tiempos de entrega de los productos. El transporte de metano se hace por medio de gasoductos que lleven el producto terminado a las líneas principales que recorren el te-rritorio nacional. Otro objetivo consiste en garantizar la calidad de servicio, es decir la conformidad con los requisitos de los clientes, pues esto le da una ventaja competi-tiva a la empresa. Esto se logra brindando a los clientes metanol puro de alta calidad y gas natural que cumpla con las reglamentaciones del mercado nacional. También queremos hacerlo al menor costo para me-jorar el margen de beneficio económico de la empre-sa. Finalmente conseguirlo garantizando la seguri-dad lo que permite a la empresa evitar sanciones pero también tener una empresa comprometida en temas actuales como el respeto del medio ambiente y los productos éticos. Estos parámetros permiten explicar las características estratégicas de la función logística en nuestra empresa.

13.2 Transporte y almacenamiento de carbón.

Los problemas del transporte son menores donde hay una sola etapa de carga y descarga, lo que se tu-

vo en cuenta a la hora de localizar la planta y fue uno de los factores determinantes de la ubicación de la planta cerca a la zona carbonífera de la guajira. El transporte de carbón desde la mina hasta la planta se realizará en volquetas de 10t, doble troques de 20t y tracto mulas de 40t. Los costos por ton/km son gene-ralmente los más bajos, cuando se llevan grandes unidades de carga. Resulta práctico el uso de un ca-mión con acoplado, ambos equipados con jaulas al-tas. La mayor parte del polvo se genera en las opera-ciones de carga y descarga, y para reducir este problema, se recomienda el transporte del carbón en una sola operación, desde la mina hasta el punto de almacenamiento de la planta. El almacenamiento del carbón es un aspecto impor-tante. El carbón se almacena en grandes cantidades y durante periodos largos debido a su uso industrial. Los grandes almacenamientos de carbón se llaman parques y se suelen situar al aire libre, estando por ello expuestos a las inclemencias meteorológicas, in-fluyendo en las propiedades del carbón por lo que es mejor tener un carbón de mayor rango, con menor contenido de materiales volátiles de forma que no se vea tan afectado por la oxidación, pues entre mayor superficie de contacto habrá mayor velocidad oxida-ción del carbón y cambiaran más sus propiedades durante el almacenamiento. Entre las características necesarias para el almace-namiento del carbón están:

Lugar: El suelo debe estar bien nivelado, firme, sin grietas y bien drenado.

Tamaño y forma: Cuanto más bajo sea el rango, más baja deberá ser la pila, más pe-queña y con menor proporción de finos. Se debe evitar la separación natural por tamaños gruesos, para que de esta forma no se formen los „tiros‟.

Humedad: No apilar carbón húmedo con se-co

Procedencia: Los carbones de distinta proce-dencia se deben apilar separadamente

Ventilación: Se deben tener pilas poco pro-fundas con salida de gases. Si apisonamos se evita el paso del aire.

Temperatura: Las pilas deben ser poco pro-fundas, y se deben poner termómetros cada pocos metros para poder controlar subidas locales de temperatura

Calor: Se debe tener cuidado con el calor ambiental y con el calor que se vaya des-prendiendo.

13.3 Transporte y almacenamiento de metanol.

La geografía y la demografía del mercado de meta-nol tienen una fuerte dependencia del transporte a fin de poder llevar el producto de metanol desde la producción hasta los consumidores. De acuerdo a la localización de la planta y la localización del merca-do se hace necesario el transporte de manera terres-tre por medio de carro tanques. Las precauciones pa-ra el transporte incluyen el requisito de conexión a tierra como protección contra descargas de electrici-dad estática. Hay carro tanques especialmente dise-ñados que están equipados con equipos para liberar presión y así adaptarse a la expansión térmica duran-te el tránsito y almacenamiento temporal (menos de 30 días) durante las maniobras y los tiempos de es-pera temporal. El se considera seguro, siempre y cuando el metanol esté contenido dentro de un carro tanque vertical. En caso de un descarrilamiento, los primeros en respuesta deben tratar el metanol como sustancia muy inflamable y altamente tóxica. La edición 2008 del Emergency Response Guidebook (ERG2008) (Guía de Respuesta en Caso de Emer-gencia) [67] recomienda una distancia de aislamien-to inmediata de 50 metros en todas direcciones. Cuando las fugas son de mucho volumen se puede esperar que ocurran los llamados “incendios de avance rápido”. Se puede esperar que ocurran retornos de llama (llamaradas). Los incendios de avance rápido son particularmente peligrosos si se les permite que se propaguen hacia alcantarillas o desagües. En el caso de una fuga accidental como resultado de descarri-lamiento o alguna otra circunstancia que ponga en peligro la contención, la guía ERG2008 recomienda que los primeros en respuesta aíslen y consideren evacuar una distancia radial de 800 metros en todas direcciones de la fuga. Los primeros en respuesta deben estar equipados con ropa de protección contra sustancias químicas y un aparato autónomo de respi-ración (SCBA) como protección en caso de derra-mes. El uniforme utilizado por los bomberos para combatir incendios interiores estructurales no es apropiado para labores contra derrames, ya que los primeros en respuesta quedarían en contacto con metanol sin contener. Es necesario eliminar las fuen-tes de ignición a una distancia de por lo menos 800 metros. Se sabe que, en caso de contacto con llamas o altos flujos térmicos radiantes, los carro tanques de meta-nol pueden sufrir las llamadas explosiones “BLEVE” (expansión explosiva del vapor de un líquido en ebullición, consistente en una falla ins-

tantánea del tanque y fuga e ignición catastróficas del vapor). El almacenamiento de metanol está básicamente su-jeto a las mismas disposiciones del almacenamiento de la gasolina. Por lo general, el metanol se almace-na en patios de tanques formados por tanques sobre superficie con tapas flotantes y tanques menores flo-tantes con desviadores internos. Los tanques deben tener conexión a tierra para evitar los peligros aso-ciados con las descargas de electricidad estática. Ya que el metanol se almacena comúnmente con otros solventes y materias primas, todas las tuberías y válvulas que pudieran estar en contacto con metanol deben ser etiquetadas sistemáticamente y se debe in-dicar la dirección de flujo. Todos los materiales de almacenamiento, incluso las cubas y los tambores, requieren que haya bermas y ventilación adecuada. Las bermas deben ser estabilizadas por medio de compactación, usando tela adecuada resistente al metanol, o con concreto. Debido a las propiedades solventes del metanol, los residuos no destilables del petróleo, el asfalto y el aceite para caminos no son adecuados como cubiertas para bermas ni como ma-teriales de estabilización. Los tanques suelen estar sobre la superficie, y las tuberías corren sobre la su-perficie en un nivel superior, en guardatuberías. En general, la protección contra incendios para tanques de gasolina es suficiente para los tanques de meta-nol, siempre y cuando se tengan precauciones adi-

cionales para la detección de fugas y los peligros tóxicos. [66]

1.1 Transporte de gas natural. El transporte de gas natural en Colombia se realiza por medio de los gasoductos de la red nacional, co-mo se observó en las características del mercado de gas natural. Un gasoducto consiste en una conduc-ción de tuberías de acero, por las que el gas circula a alta presión, desde el lugar de origen. Se construyen enterrados en zanjas a una profundidad habitual de 1 metro. Con algunas excepciones, se construyen en superficie. Por razones de seguridad, las normas es-tablecen que a intervalos determinados se sitúen válvulas en los gasoductos por medio de las cuales se puede cortar el flujo en caso de algún accidente. Además, si la longitud del gasoducto es considera-ble, puede ser necesario colocar estaciones de com-presión a intervalos. El inicio del gasoducto en nuestro caso es la planta de gasificación. Para cruzar los ríos en el trazado del gasoducto se utilizan principalmente dos técnicas, la perforación horizontal y la perforación dirigida. Con ellas se consigue que tanto la flora como la fauna del río y de la ribera no se vean afectadas. Estas técnicas también se utilizan para cruzar otras infraestructuras importantes como carreteras, autopistas o ferrocarri-les. Las normas obligan a que los gasoductos enterrados

Ilustración 20. Ubicación de la planta.

estén protegidos de la corrosión. A menudo, el método más económico es revestir el conducto con algún tipo de polímero de modo que la tubería queda eléctricamente aislada del terreno que la rodea. Ge-neralmente se reviste con pintura y polietileno hasta un espesor de 2-3 mm. Para prevenir el efecto de po-sibles fallos en este revestimiento, los gasoductos suelen estar dotados de un sistema de protección catódica, utilizando ánodos de sacrificio que esta-blecen la tensión galvánica suficiente para que no se produzca corrosión. El impacto ambiental que producen los gasoductos, se centra en la fase de construcción. Una vez termi-nada dicha fase, pueden minimizarse todos los im-pactos asociados a la modificación del terreno o al movimiento de maquinaria. Después de construido, se comprueba la efectividad de las medidas correcti-vas que se hayan tomado en función de los cambios realizados: como repoblaciones, reforestaciones, o protección de ríos.

1.2 Ubicación geográfica de la planta. Para ubicar geográficamente la planta, se tuvo en cuenta principalmente, la cercanía a la zona carboní-fera de la guajira, la cercanía a vías para la salida de los camiones cisterna con el producto de metanol y la llegada de los insumos de carbón, la lejanía de zonas residenciales, la cercanía a la línea de distri-bución de gas nacional y por supuesto la disponibili-

dad de los terrenos. Teniendo en cuenta esas carac-terísticas podemos ubicar la planta entre la pobla-ción de Hato Nuevo (donde encontramos una esta-ción de compresora de Ecogas y por lo tanto un cruce de la red nacional de gas natural) y el Bloque carbonífero de Campo Alegre. Frente a una vía que comunica las minas con la ciudad de Hato Nuevo, pero alejada varios kilómetros de la zona residencial. En la Ilustración 20 podemos observar la ubicación y la dirección de la vía. Y en la Ilustración 21 está marcada la ubicación de la población de Hato Nuevo y de la zona carbonífera. Para la dirección en que se ubicó la planta con res-pecto a los puntos cardinales, tenemos en cuenta la dirección y velocidad del viento, que según el Atlas de viento y energía eólica de Colombia presentado por la UPME [68], según el cual en la Guajira el viento sopla entre 5 y 7 m/s en dirección este. Por lo que la zona de la planta donde se almacenan los ga-ses tóxicos se colocó en dirección Noreste como se observa en la Ilustración 19. de la distribución de planta y el área de almacenamiento de carbón queda directamente sobre la carretera para facilitar la en-trada de los camiones con los insumos. 2.6 Rutas principales. Se encontraron algunas de las rutas principales que pueden ser alternativas para el transporte de insumos y productos a los principales mercados.

Ilustración 21. Ubicación de la planta con respecto a la mina de carbón y el municipio de Hatonuevo.

Para transportar el carbón se puede usar la ruta que sale directamente del bloque carbonífero de Campo Alegre que solo recorre 3 Km hasta la planta y se puede observar en la Ilustración 21. Para las rutas principales de transporte de gas se propuso la construcción de un gasoducto entre la planta y el municipio de Hato Nuevo donde el gaso-ducto se conecta directamente con la red de distribu-ción nacional perteneciente a Ecogas que va desde Ballena hasta Cali. La distancia entre la planta y el municipio de Hato Nuevo es de 5,5 Km. Para el transporte de metanol se propuso seguir la ruta que se observa en la Ilustración 21. hasta cruzar la ruta nacional 88 o Transversal El Carmen-Puerto Bolivar y seguir esta vía alrededor de 25 Km, hasta cruzar la ruta nacional 90 o Transversal Del Caribe, donde podemos seguir bordeando la costa del océa-no atlántico por alrededor de 220 Km pasando por el Departamento de Magdalena hasta llegar a Barran-quilla, que es nuestro principal centro de consumo de metanol.

14 ANÁLISIS ECONÓMICO

Para realizar un análisis económico de la viabilidad

del proyecto, primero se realizó un análisis de los

costos fijos, que son los costos de construcción de la

planta, posteriormente un análisis de los costos va-

riables que son los costos de los insumos, costos de

operación, costos de transporte y costos de personal.

Finalmente analizamos los métodos de inversión

disponibles y escogiendo un método de inversión

realizamos una proyección económica por medio del

valor presente neto (VPN) para ver la viabilidad del

proyecto.

14.1 Análisis de costos fijos

Para realizar el análisis de costos fijos se utilizó el

método de los factores individuales de Guthrie [69].

Este método se fue desarrollado en pasos como se

muestra a continuación:

Paso 1. Determinar temperaturas presiones y tama-

ños de diseño.

Las presiones y temperaturas de diseño se tomaron

como un 25% mayor a las temperaturas y presiones

de operación, en la mayoría de los equipos, que con-

sideramos que brinda un margen de seguridad sufi-

ciente, para que en caso de haber sobrepresiones o

aumentos inesperados de la temperatura los equipos

puedan resistir sin problemas. En caso de que no sea

así se especificará. En la Tabla 38. se presenta una

lista de los equipos enumerados de acuerdo a las eti-

quetas en el diagrama PFD. Donde las capacidades y

presiones de operación fueron obtenidas de acuerdo

a la simulación del proceso y las especificaciones de

las tecnologías.

Triturador, GRD-101

El triturador debe tener una capacidad de 31 ton/hr y

operar a 108°F y 14,7 psia. Con estas características

es necesario usar 1 triturador giratorio que reduzca

el tamaño de partícula a 40 mm, la temperatura de

diseño será de 135°F y la presión de diseño de 19

psia.

Tamiz Vibratorio, SCRN-101

El tamiz debe tener una capacidad de 31 ton/hr y

operar a 108°F y 14,7 psia. Un tamiz vibratorio tiene

una capacidad máxima de 0.8 ton/ft2-hr-in y un área

máxima para calcular su precio de 192ft2. Calcula-

mos entonces el precio de operar con una abertura

de 5mm = 0,2 in y un área máxima, y obtenemos

que cada tamiz podría procesar 30.1 ton/hr y calcu-

lamos el precio basados en 2 tamices que cumplirían

con la capacidad de la planta. La temperatura de di-

seño será de 135°F y la presión de diseño de 19 psia.

Tratamiento de aire, V-101

Se usa una columna de destilación criogénica que

opera a 134°F y 112 psia atm [70] que debe tener la

capacidad de tratar 2 ton/h de aire. La presión de di-

seño se calcula de acuerdo con lo propuesto por

Sandler & Luckiewicz [69] para columnas a presio-

nes entre 10 y 1000 psig.

0,0015655[ln 0]2) (22)

La presión de diseño es 138.0 psia y la temperatura

de diseño es 141.25°F.

Columnas de 150 ton/día producidas por L‟air liqui-

de que usan la tecnología Compact VSA tienen diá-

metros de 13,12 Ft y alturas de 32,81 Ft [71] que

usaremos para dimensionar nuestra columna.

Gasificador, R-101

El gasificador de Lurgi opera a 1652°F y 430 psia y

debe tener una capacidad de 31 ton/hr de carbón.

Gasificadores de Lurgi usados en Gran Bretaña, tie-

Tabla 38. Análisis de costos fijos. Nombre del equipo Etiqueta

del equipo

Tamaño Temperatura de

diseño (°F)

Presión de dise-

ño (psia)

CE Cp (Us

Dólar)

Fbm Cbm

Triturador de carbón GRD-101 31 ton/hr 135 19 394 65148 1,39 90555,72

Tamiz de separaciónde

partículas (X2)

SCRN-101 192 Ft2 135 19 394 117160 1,73 202686,8

Limpiador de aire V-101 Diametro =

13,12 Ft Altu-

ra = 32,81 Ft

138 142 394 145168 4,16 603898,88

Gasificador R-101 Diametro = 10

Ft Altura = 19

Ft

2065 538 394 389539 4,16 1620482,2

Intercambiador de calor E-101 1611 Ft2 2065 538 394 112663 3,17 357141,71

Cambiador de gas y agua

de alta

R-102 Diametro =

12,5 Ft Altura

= 25,3 Ft

825 538 394 625387 4,16 2601609,9

Cambiador de gas y agua

de baja

R-103 Diametro

=7,55 Ft Altu-

ra = 15,1 Ft

488 538 394 216032 4,16 898693,12

Intercambiador de calor E-102 1611 Ft2 488 538 394 112663 3,17 357141,71

Condensador de agua V-103 Diametro =7

Ft Altura = 15

Ft

119 538 394 184629 4,16 768056,64

Rectisol T-101 Diametro

=14,5 Ft Altu-

ra = 58 Ft

119 503 394 1234473 4,16 5135407,7

Rectisol T-102 Diametro =13

Ft Altura = 52

Ft

119 503 394 975303 4,16 4057260,5

Compresor C-101 182 HP 119 538 394 272693 2,15 586289,95

Metanizador R-104 Diametro =8,9

Ft Altura =

15,8 Ft

650 538 394 391105 4,16 1626996,8

Condensador de agua V-104 Diametro =7

Ft Altura = 15

Ft

650 538 394 184629 4,16 768056,64

Nombre del equipo Etiqueta

del equipo

Tamaño Tempe-

ratura de di-

seño (°F)

Presión

de diseño

(psia)

CE Cp (Us Dólar) Fbm Cbm

Compresor C-102 182 HP 488 635 394 272693 2,15 586289,95

Reformador Primario

(X 1277)

R-105 Diametro

=0,33 Ft

Largo = 35

Ft

1840 635 394 523162 4,16 2176353,92

Reformador Secun-

dario

R-106 Diametro

=12 Ft Altu-

ra = 20 Ft

2640 635 394 587918 4,16 2445738,88

Compresor C-103 182 HP 488 635 394 272693 2,15 586289,95

Convertidor de meta-

nol

R-107 Diametro

=6 Ft Altura

= 37 Ft

625 1268 394 824335 4,16 3429233,6

Separador de metanol V-105 Diametro

=3,5 Ft Altu-

ra =22 Ft

100 438 394 85496 4,16 355663,36

Separador de metano V-106 Diametro

=3,5 Ft Altu-

ra =22 Ft

100 438 394 85496 4,16 355663,36

Separador de amo-

niaco

V-107 Diametro

=3,5 Ft Altu-

ra =22 Ft

119 438 394 85496 4,16 355663,36

Separador de HCl V-108 Diametro

=3,5 Ft Altu-

ra =22 Ft

119 438 394 85496 4,16 355663,36

3x Tanque de alma-

cenamiento de metanol

V-109 Diametro

=3,5 Ft Altu-

ra =22 Ft

100 438 394 256488 4,16 1066990,08

nen una capacidad de procesamiento de 60 ton/hr de

carbón y dimensiones de 19 Ft de altura con 10 ft de

diámetro [72]. De acuerdo con esto construiríamos 1

gasificador de Lurgi con esas dimensiones para

cumplir con la capacidad de nuestra planta. La tem-

peratura de diseño será de 2065°F y la presión de di-

seño de 538 psia.

Intercambiador de calor 1, E-101

Para la recuperación de calor usamos un intercam-

biador de calor de tubos y coraza con una temperatu-

ra de operación de 1652°F y una presión de 430 psia

donde el área de intercambio es de 1611 Ft2. La

temperatura de diseño será de 2065°F y la presión de

diseño de 538 psia.

Cambiador de gas y agua de alta, R-102

Esta unidad opera 660°F y a una presión de 430

psia, y debe tener una capacidad para producir con el

convertidor frío 650 mol/s de hidrógeno. Grupos de

estudio [73], han diseñado convertidores para pro-

ducir 1468 mol/s de hidrógeno en donde el converti-

dor caliente tiene dimensiones de 12,5 Ft de diáme-

tro por 25,3 Ft de altura. La temperatura de diseño

será de 825°F y la presión de diseño de 538 psia.

Cambiador de gas y agua de baja, R-103

Esta unidad opera 390°F y a una presión de 430

psia, y debe tener una capacidad para producir con el

convertidor frío 650 mol/s de hidrógeno. Grupos de

estudio [73], han diseñado convertidores para pro-

ducir 1468 mol/s de hidrógeno en donde el converti-

dor frio tiene dimensiones de 7,55 Ft de diámetro

por 15,1 Ft de altura. La temperatura de diseño será

de 488°F y la presión de diseño de 538 psia.

Intercambiador de calor 2, E-102

Para la recuperación de calor usamos un intercam-

biador de calor de tubos y coraza con una temperatu-

ra de operación de 390° F y una presión de 430 psia

donde el área de intercambio es de 1100 Ft2. La

temperatura de diseño será de 488°F y la presión de

diseño de 538 psia.

Condensador de agua 1, V-103

Consiste en un separador vapor líquido donde el

agua condensada se retira, opera a 95°F y 430 psia.

Flare Industries, diseña este tipo de separadores [74]

con dimensiones de 7 ft de diámetro y 15 ft de altu-

ra. La temperatura de diseño será de 119°F y la pre-

sión de diseño de 538 psia.

Rectisol, T-101

Esta unidad opera a 95°F y a una presión de 430

psia. Estudios Bryan Research & Engineering, Inc.

[76] han diseñado unidades de absorción de CO2

(Rectisol) con diámetro de 14.5 ft y alturas de 58 Ft.

De acuerdo con Sandler & Luckiewicz, la presión de

diseño es de 503 psia y la temperatura de diseño es

de 119°F

Rectisol, T-102

Esta unidad opera a 95°F y a una presión de 430

psia. Tiene un diámetro de 13 ft y alturas de 52 Ft

[76]. De acuerdo con Sandler & Luckiewicz, la pre-

sión de diseño es de 503 psia y la temperatura de di-

seño es de 119 °F

Compresor, C-101

Se usará un compresor centrífugo, que funciona a

95°F y a 430 psia, donde se aplican 182 HP [8]. La

temperatura de diseño será de 119°F y la presión de

diseño de 538 psia.

Metanizador 1, R-104

El metanizador tendrá la capacidad de producir 6,44

ton/hr de metano, y opera a 520°F y 430 psia. Según

diseños propuestos por “Research Institute of Petro-

leum Industry” [76] un metanizador de estas carac-

terísticas debe tener unas dimensiones de 8,9 Ft de

diámetro y 15,8 Ft de altura. Las condiciones de di-

seño serán 650 °F y 538 psia.

Condensador de agua, V-104

Consiste en un separador vapor líquido donde el

agua condensada se retira, opera a 520°F y 430 psia.

Flare Industries, diseña este tipo de separadores [74]

con dimensiones de 7 ft de diámetro y 15 ft de altu-

ra. La temperatura de diseño será de 650°F y la pre-

sión de diseño de 538 psia.

Compresor, C-102

Se usará un compresor centrífugo, que funciona a

390°F y a 508 psia, donde se aplican 182 HP [76].

La temperatura de diseño será de 488°F y la presión

de diseño de 635 psia.

Reformador Primario, R-105

Este reformador opera a 1652°F y una presión de

595 psia. Los tamaños del reformador primario y se-

cundario se calculan a partir de datos de la industria

con el fin de minimizar el tamaño del reformador

primario. El reformador primario es de flujo de calor

limitado, es decir, el tamaño del reactor es de deter-

minado basado en la superficie sobre la cual se

transfiere el calor necesario para la reforma. El ta-

maño tubos, de 4 de pulgadas, de 35 pies de largo

fue elegido. Este tamaño tubos es de consistente con

los promedios de la industria. El flujo máximo de

calor convencional a través de las paredes tubos

principal reformador es de aproximadamente 21.000

Btu/ft2 * h. Con este valor y el calor a través del re-

formador calculado por Aspen, el tamaño reforma-

dor primario se calcula de la siguiente manera:

f = máximo flujo de calor a fondo las paredes tubos

= 21.000 Btu/ft2 * h

d = Calor a través de reformador primario (de As-

pen) =984042748 Btul/hr

A = Superficie total necesaria área de los tubos re-

formador = d/f = 46859.2 ft2

t = a/36.7 ft2 por tubos = 1277 tubos necesarios.

[77]

La temperatura de diseño será de 1840°F y la pre-

sión de diseño de 635 psia.

Reformador Secundario, R-106

Este reformador opera a 2112°F y una presión de

595 psia.

El tamaño reformador secundario fue elegido basado

en la industria y una relación longitud a diámetro de

aproximadamente uno. El reactor es de 12 Ft de

diámetro y 20 Ft de largo. [77]

La temperatura de diseño será de 2640°F y la pre-

sión de diseño de 635 psia.

Compresor, C-103

Se usará un compresor centrífugo, que funciona a

390°F y a 508 psia, donde se aplican 182 HP [76].

La temperatura de diseño será de 488°F y la presión

de diseño de 635 psia.

Convertidor de metanol, R-107

El convertidor de metanol opera a una temperatura

de 500°F y a una presión de 1014 psia.

El convertidor de metanol tendrá un diámetro de 6

pies y una altura de 37 pies. Este convertidor tendrá

un catalizador de Cu/ZnO/Cr2O3. La temperatura de

diseño será de 625°F y la presión de diseño de 1268

psia.

Separador de metanol, V-105

Se usará un tanque de separación de metanol. Estos

operan a 38°F y a una presión de 14,7 psia. Las di-

mensiones son 3,5 Ft de diámetro y 22 Ft de altura.

La temperatura de diseño será 100°F y la presión de

438 psia.

Separador de metano, V-106

Se usará un tanque de separación de metano. Estos

operan a 38°F y a una presión de 14,7 psia. Las di-

mensiones son 3,5 Ft de diámetro y 22 Ft de altura.

La temperatura de diseño será 100°F y la presión de

438 psia.

Separador de amoniaco, V-107

Se usará un tanque de separación de metanol. Estos

operan a 95°F y a una presión de 430 psia. Las di-

mensiones son 3,5 Ft de diámetro y 22 Ft de altura.

La temperatura de diseño será 119°F y la presión

438 psia.

Separador de HCl, V-108

Se usará un tanque de separación de metano. Estos

operan a 95°F y a una presión de 430 psia. Las di-

mensiones son 3,5 Ft de diámetro y 22 Ft de altura.

La temperatura de diseño será 119°F y la presión de

438 psia.

Tanque de almacenamiento de metanol, V-109

Se usarán 2 tanques de metanol. Estos operan a 0°F

y a una presión de 350 psia. Las dimensiones son 3,5

Ft de diámetro y 22 Ft de altura. La temperatura de

diseño será 100°F y la presión 438 psia.

Paso 2. Añadir (CP donde ya incluiremos las correc-

ciones por presión material y diseño) y el índice de

costo correspondiente, para todos los casos el índice

de costo obtenido de las fórmulas propuestas es CE

= 394.

Triturador de Carbón, GRD-101

Que está elaborado en acero al carbón.

Tamiz de separación de partículas, SCRN-101

Que está elaborado en acero al carbón.

Limpiador de aire, V-101

En este caso, la relación

Y la fuerza del viento no afecta, pues solo afecta a

valores mayores a 1,34

Si usamos acero al carbón aprovechando las bajas

presiones y la temperatura:

Entonces el costo de la columna se halla con:

Para torres con diámetro mayor a 3 ft y altura mayor

a 27 ft,

Donde por seguridad permitiremos el mínimo estrés

de S = 13100 psi, y E=1.

Entonces:

Y haciendo las correcciones por material y por acce-

sorios:

Gasificador, R-101

En este caso, la relación

Y la fuerza del viento no afecta, pues solo afecta a

valores mayores a 1,34

Usaremos acero inoxidable 316, debido a las altas

temperaturas y presiones:

Entonces el costo del reactor se halla con:

Para torres con diámetro mayor a 3 ft y altura mayor

a 27 ft,

Donde por seguridad permitiremos el mínimo estrés

de S = 13100 psi, y E=1.

Entonces:

Y haciendo las correcciones por material y por acce-

sorios:

Intercambiador de calor 1, E-101

Realizaremos los intercambiadores en acero al in-

oxidable por las altas presiones y temperaturas.

Se calcula de la siguiente forma:

Donde, a =2,70 y b=0,07.

Supondremos que los tubos son los más cortos para

tener los precios más grandes y tener más seguridad:

Calculando obtenemos:

Cambiador de gas y agua de baja R-103

Entonces:

Intercambiador de calor, E-102

Realizaremos los intercambiadores en acero al in-

oxidable por las altas presiones y temperaturas.

Se calcula de la siguiente forma:

Donde, a =2,70 y b=0,07.

Supondremos que los tubos son los más cortos para

tener los precios más grandes y tener más seguridad:

Calculando obtenemos:

Condensador de agua V-103

Entonces:

Rectisol, T-101

Entonces:

Rectisol, T-102

.

Entonces:

Compresor C-101

Para una turbina de gas:

Y usamos acero inoxidable como material:

Metanizador R-104

Entonces:

Condensador de agua V-104

Entonces:

Compresor C-102

Para una turbina de gas:

Y usamos acero inoxidable como material:

Reformador Primario R-105

Lo calcularemos como un intercambiador de calor

de tubos con área equivalente al área de intercambio

del reformador primario. 46859.2 Ft2 usando tubos

de acero al carbón y un intercambiador de tipo “Ket-

tle” con coraza de acero al carbón:

Donde, a =0 y b=0.

Supondremos que los tubos son los más largos.

Calculando obtenemos:

Reformador Secundario R-106

Este reformador opera a 2192°F y una presión de

508 psia.

El tamaño reformador secundario fue elegido basado

en la industria y una relación longitud a diámetro de

aproximadamente una. El reactor es de 12 Ft de

diámetro y 20 Ft de largo. [9]

La temperatura de diseño será de 2740°F y la pre-

sión de diseño de 635 psia.

Entonces:

Compresor C-103

Para una turbina de gas:

Y usamos acero inoxidable como material:

Convertidor de Metanol R-107:

Entonces:

Separador de Metanol V-105:

Entonces:

Separador de Metano V-106:

Entonces:

Separador de amoniaco V-107:

Entonces:

Separador de HCl V-108:

Entonces:

Tanque de almacenamiento de Metanol V-105:

Entonces:

Paso 3. Hallar los valores del “bare module” para

cada equipo teniendo en cuenta que ya se hicieron

las correcciones por presión material y diseño.

Estos valores en dolares se presentan junto con los

valores respectivos del “Bare module factor” FBM,

en la Tabla 38.

Paso 4. Sumar los CBM de los equipos para hallar el

CTBM.

Usaremos el CE del año 2010 (Chemical enginee-

ring plant cost index, Cepci), con un valor de 550.8

Como todos los equipos tienen el mismo CE, halla-

remos primero el CTBM referente al 394 y después se

corrigió al año 2010 para ahorrar cálculos.

CTBM = 31‟387.828 us dolar

Paso 5. Estimar TCI y TPI.

CTBM = 44‟508.314 dólares.

CSITE = 0.05 Ctbm=2‟225.416 dólares (Sitio)

CBUILDINGS = 0.05 Ctbm=2‟225.416 dólares (Cons-

trucción de edificios)

CTPI = = 44‟508.314 dólares+ 2‟225.416 dólares+

2‟225.416 dólares = 48‟959.145 dólares

CWC = 2‟000.000 dólares (Trabajadores)

CTCI = 48‟959.145 dólares + 2‟000.000 dólares =

50‟959.145 dolares.

Adicionamos un 25% del CTBM para desarrollo de

edificios lo que da una capital de inversión total de:

63‟698.932 dólares.

Esto equivaldría a 127.397‟864.000 $.

14.2 Análisis de costos variables

Para analizar los costos de los insumos, se observa-

ron las tendencias de los precios de los últimos años

de acuerdo con eso se realizó una proyección a futu-

ro. También se proyectaron los precios de los pro-

ductos, pues son necesarios a la hora de comparar

entradas y salidas de capital.

14.2.1 Precio del carbón Los precios de carbón proporcionados por la UPME

[84] para el mercado interno se presentan en la Ta-

bla 39. y podemos observar la tendencia en el Gráfi-

co 6 y haciendo una regresión lineal exponencial ob-

tenemos la ecuación:

(23)

De esta ecuación se hizo una proyección del precio

de carbón para los próximos 15 años años, como se

muestra en el gráfico 6. Estos precios están expresa-

dos en la Tabla 40. y junto con los gastos de en

carbón si sabemos que la planta utiliza 109406

ton/año.

Tabla 39. Precios históricos del carbón térmico en

el mercado interno. Año Precio

($/ton)

1994 24.187

1995 24.367

1996 24.547

1997 28.581

1998 27.072

1999 39.758

2000 29.234

2001 30.046

2002 33.220

2003 41.355

2004 75.040

2005 55.762

2006 62.000

2007 75.233

2008 114.218

2009 94.359

2010 82.465

14.2.2 Precio del agua Se reportó un precio del agua en 2008 para el depar-

tamento de la guajira, para este tipo de proyectos de

$ 575.00 /m3 y ante la imposibilidad de encontrar

más datos para analizar el comportamiento de estos

precios, se analizó el comportamiento de las tarifas

de acuerdo con la inflación promedio del país, pues

se considera que dan una visión generalizada de el

comportamiento de los precios en servicios públicos

si consideramos que el cambio de estos está ligado

directamente al costo de vida del país y afecta direc-

tamente el poder adquisitivo de la población.

De esta forma se tomo el precio de cada año como:

(24)

Tabla 40 Precios proyectados del carbón y gasto anual.

Año Precio

(S/ton)

Gasto ($)

2012 114748,9329 12554221754

2013 126538,4924 13844070299

2014 139539,3373 15266440741

2015 153875,9179 16834948672

2016 169685,4705 18564608582

2017 187119,3315 20471977581

2018 206344,386 22575313895

2019 227544,6652 24894751640

2020 250923,108 27452493555

2021 276703,5038 30273023540

2022 305132,6346 33383341021

2023 336482,6372 36813219409

2024 371053,6086 40595491098

2025 409176,478 44766361756

2026 451216,1756 49365756903

Donde i es el valor de la inflación promedio de los

últimos 12 años, que equivale a 6,2% de acuerdo

con datos publicados por Indexmundi [79]. Hacien-

do esta proyección se obtuvieron los precios para los

próximos 15 años expresados en la Tabla 41. El flu-

jo neto de agua de la planta es de 19346 L/hr, lo que

equivale a alrededor de 20 m3/hr. Esto se da debido

a que la planta tiene su propio sistema de limpieza

de agua. Se muestran los costos de agua de la planta

en la Tabla 41.

Tabla 41. Precios proyectados del agua y gasto

anual. Año Precio ($/m3) Gasto($)

2008 575 41400000

2009 610,50625 43956450

2010 648,2050109 46670760,8

2011 688,2316704 49552680,3

2012 730,729976 52612558,3

2013 775,852552 55861383,7

2014 823,7614471 59310824,2

2015 874,6287165 62973267,6

2016 928,6370397 66861866,9

2017 985,9803769 70990587,1

2018 1046,864665 75374255,9

2019 1111,508558 80028616,2

2020 1180,144212 84970383,2

2021 1253,018117 90217304,4

2022 1330,391986 95788223

2023 1412,543691 101703146

2024 1499,768264 107983315

2025 1592,378954 114651285

2026 1690,708354 121731002

14.2.3 Precio de la energía: Los precios promedio de los contratos de energía

proporcionados por la UPME [84] se presentan en la

Tabla 42. y se puede observar la tendencia en el

Gráfico 8. y haciendo una regresión lineal polino-

mial obtenemos la ecuación:

De acuerdo con esta ecuación se hizo una proyec-

ción para los próximos 15 años, como se muestra en

el Gráfico 8. Estos precios están mostrados en la ta-

bla 43. De acuerdo con datos de las tecnologías la

planta consumiría alrededor de 1500 kWh. En la ta-

bla 43. se muestran los costos de energía, sabiendo

que la planta opera 12 horas al día 300 días al año.

Tabla 42. Precios históricos de la energía.

Año $/kWh

2002 63,35

2003 72,51

2004 72,86

2005 70,6

2006 71,7

2007 77,3

2008 88,8

2009 104,8

2010 110,2

Tabla 43. Precios proyectados de la energía. Año Costo($/kWh) Gasto anual ($)

2012 140,896 760838400

2013 158,3612 855150480

2014 177,6856 959502240

2015 198,8692 1073893680

2016 221,912 1198324800

2017 246,814 1332795600

2018 273,5752 1477306080

2019 302,1956 1631856240

2020 332,6752 1796446080

2021 365,014 1971075600

2022 399,212 2155744800

2023 435,2692 2350453680

2024 473,1856 2555202240

2025 512,9612 2769990480

2026 554,596 2994818400

14.2.4 Costo de transporte de carbón. Según datos proporcionados por la UPME, el costo

de un flete de carbón desde la zona de La Guajira en

el año 2010 tenía un precio de 6548 $/ton [80]. Sa-

bemos que la planta emplea 109406 toneladas de

carbón al año. Haciendo una proyección para los

próximos 15 años de acuerdo al aumento promedio

de la inflación de la misma forma como se realizó

con el precio del agua se encontraron los datos ex-

presados en la Tabla 44.

Tabla 44. Precios proyectados del transporte de

carbón. Año Precio flete ($/ton) Costo ($)

2010 6548 716390488

2011 6952,339 760627601

2012 7381,645933 807596355

2013 7837,46257 857465430

2014 8321,425883 910413920

2015 8835,273932 966631980

2016 9380,852097 1026321505

2017 9960,119714 1089696857

2018 10575,15711 1156985638

2019 11228,17306 1228429502

2020 11921,51274 1304285023

2021 12657,66616 1384824623

2022 13439,27704 1470337544

2023 14269,1524 1561130887

2024 15150,27256 1657530720

2025 16085,80189 1759883241

2026 17079,10016 1868556032

14.2.5 Costos de transporte de metanol. Un tanque cisterna de 30000 Litros tiene un valor de

50.000 dólares más costos de importación. Debería-

mos tener a disposición alrededor de 20 camiones de

este estilo para poder abastecer siempre al cliente en

el momento necesario y para tener disposición en

caso de algún accidente o requerimiento extra. El

consumo de cada camión es de aproximadamente de

0,3L/Km y teniendo en cuanta la distancia a Barran-

quilla según la ruta propuesta de 220 Km, tenemos

un consumo de gasolina de alrededor de 140 L por

recorrido, suponiendo que cada camión hace un re-

corrido cada dos días, tendríamos 1840 Litros por

camión al mes y un total de consumo de gasolina de

36400 Litros de gasolina al mes y 436800 Litros de

gasolina al año lo que equivaldría a 96082,37 galo-

nes de gasolina al año para transporte de productos.

La tendencia de los precios mensuales de la gasolina

ACPM en la ciudad de Riohacha desde septiembre

de 2007 hasta septiembre de 2010 según la UPME

[84] se muestran en el Gráfico 9. sin embargo no se

puede observar una tendencia clara en los precios

por lo que no podemos crear una proyección a futu-

ro. Esto ocurre porque los precios a nivel nacional

de la gasolina están sujetos a variaciones de acuerdo

al precio del barril de petróleo internacional y de-

penden mucho de problemáticas políticas ajenas. Sin

embargo en los últimos años la tendencia de los pre-

cios de petróleo viene en alza por lo que tomaremos

el precio más alto de ACPM mostrado en el periodo

analizado para realizar la proyección. Lo que equi-

valdría a una inversión anual de 499‟628.324 $ en

gasolina.

14.2.6 Costos de personal y funcionamiento interno de la planta.

Seider [69] propone una tabla de costos de operación

para los diferentes sistemas de la planta que se uti-

lizó para evaluar este tipo de costos con una base

anual, y se proyectó a futuro usando el aumento de

la inflación.

14.2.6.1 Operación relacionada a la labor (O) Se asumieron días con 16 horas de trabajo, nuestra

planta cuenta con 26 unidades y suponiendo que

tendremos a 2 operarios en cada unidad, tendremos

2 turnos por unidad, lo que equivale a 104 trabajado-

res trabajando en turnos de 8 horas aproximadamen-

te. Tenemos también 20 camiones trabajando a dos

turnos, lo que equivaldría a 40 empleados en los

mismos turnos. Para este tipo de operarios usaremos

sueldos de 60.000/hr esto equivaldría a un total

anual de 14.976‟000.000 $. Esto se conoce como

sueldo y beneficios directos (DW&B). Además es

preciso incluir un 6% de servicios e instrumentos de

trabajo (898.560.000) y un 15% de beneficios sala-

riales (2.246‟400.000) $.

Se tienen también 4 operarios en el cuarto de control

en turnos de 8 horas. A un costo de 114 millo-

nes/año (456‟000.000 $) y 4 personas encargadas de

la asistencia técnica de la manufactura con un sueldo

equivalente a 104 millones/año (416‟000.000 $).

14.2.6.2 Mantenimiento (M) Los precios de mantenimiento de un proceso donde

se manejan sólidos y fluidos equivalen a 4,5% de

CTCI. Lo que equivale a 4.586‟323.050 $. Es preciso

incluir un 25% en salarios y beneficios de manteni-

miento (1.146‟580.763), un 100% en materiales y

servicios (4.586‟323.050 $) y 5% de gastos genera-

les (229‟316.152 $).

14.2.6.3 Gastos generales de operación Los gastos generales de la planta equivalen al 7.1%

de los costos de mantenimiento (M) y de operación

(O) (1.954‟026.714 $). Los servicios del departa-

mento mecánico corresponden a 2.4% de los costos

de O&M (660´516.072 $). Los costos del departa-

mento de relaciones de empleados es un 5.9% de

O&M (1.623‟768.678 $) y los servicios de negocios

equivalen a un 7.4% de O&M (2.036‟591.223 $).

Gráfico 6. Evolución de los precios del carbón.

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

$/T

on

Año

Gráfico 7. Evolución de los precios del agua.

Gráfico 8. Evolución de los precios de la energía.

Gráfico 9. Tendencia de los precios de ACPM en la Guajira.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2005 2010 2015 2020 2025 2030

$/m

3

Año

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

0 5 10 15 20 25 30

$/k

Wh

Año

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

0 10 20 30 40

AC

PM

$/g

al

Mes

Los costos totales de personal y funcionamiento in-

terno de la planta equivalen a: 35.816‟405.700$

14.2.7 Proyección de los precios de metanol. El ministerio de minas reporta en el 2011 un precio

de metanol de 613 Dolares/Ton [81], lo que equivale

a 1‟226.000 $/ton. Se proyectó este precio de acuer-

do a la inflación para los próximos 15 años similar-

mente a como se realizó anteriormente para los cos-

tos de agua y transporte de carbón. La planta

diseñada en capacidad de abastecer el mercado de la

costa posee una capacidad de producción de 69120

toneladas año. Esta proyección de precios se muestra

en la Tabla 45.

Tabla 45. Precios proyectados de metanol.

Año Metanol ($/ton) $

2011 1226000 84741120000

2012 1301705,5 89973884160

2013 1382085,815 95529771507

2014 1467429,614 1,01429E+11

2015 1558043,392 1,07692E+11

2016 1654252,572 1,14342E+11

2017 1756402,668 1,21403E+11

2018 1864860,533 1,28899E+11

2019 1980015,671 1,36859E+11

2020 2102281,638 1,4531E+11

2021 2232097,53 1,54283E+11

2022 2369929,552 1,6381E+11

2023 2516272,702 1,73925E+11

2024 2671652,541 1,84665E+11

2025 2836627,086 1,96068E+11

2026 3011788,808 2,08175E+11

14.3 Métodos de inversión.

Es importante evaluar el tipo de financiamiento más

adecuado para financiar la inversión y los gastos.

Básicamente existe el financiamiento bancario y el

de capital de personas naturales (“tradicionales”), y

el de otras fuentes menos conocidas, denominadas

“no tradicionales”.

Las fuentes tradicionales corresponden al financia-

miento vía deuda y capital accionario, mientras que

las fuentes no tradicionales incluyen otras alternati-

vas, tales como las alianzas estratégicas y Fondos de

Inversión. En lo que respecta al financiamiento tra-

dicional vía deuda, cabe destacar principalmente a

los Bancos, que es una fuente tanto de corto como

de largo plazo, que se basa en la existencia de flujos

de caja y garantías reales del negocio o de sus socios

para llevar a cabo el financiamiento. Los típicos ac-

tivos que financia son cuentas por cobrar, inventa-

rios, equipos, y terrenos, a través de los siguientes

productos:

Líneas de crédito: Es un tipo de financiamiento de

muy corto plazo, está dirigido principalmente a cu-

brir necesidades de caja.

Créditos comerciales: Son todos aquellos préstamos

que la entidad bancaria brinda entre noventa días y

tres años normalmente.

Descuentos o factoring: Otra operación a través de

la cual los bancos otorgan créditos es el descuento

de títulos valores como pagarés, giros, letras de

cambio y otros títulos de deuda.

Cartas de crédito: Es la operación activa posible-

mente más conocida en el marco de las relaciones

comerciales internacionales que se crean en una

compraventa.

Leasing: se realiza un contrato de arrendamiento, en

donde el cliente le da a la sociedad leasing una orden

para que éste compre un activo, la que, a su vez, se

la entrega al cliente bajo la modalidad de arrenda-

miento financiero.

Por el lado del financiamiento tradicional también

existe la posibilidad de emisión de acciones, o

búsqueda de nuevos socios, típicamente personas

naturales, o incrementos en los aportes al capital so-

cial, lo que puede ser privadamente o en la bolsa de

comercio en el caso de las grandes compañías.

También existen fuentes de inversionistas institucio-

nales o de personas naturales más sofisticadas, en-

contrándose a los inversionistas ángeles, capital se-

milla, el capital de riesgo y los fondos privados,

dependiendo de la etapa de madurez en que el nego-

cio se encuentra.

En este caso consideramos realizar un crédito banca-

rio, que es un tipo de financiamiento a corto plazo

que las empresas obtienen por medio de los bancos

con los cuales establecen relaciones funcionales. El

Crédito bancario es una de las maneras más utiliza-

das por parte de las empresas hoy en día de obtener

un financiamiento necesario. Casi todos son bancos

comerciales que manejan las cuentas de cheques de

la empresa y tienen la mayor capacidad de préstamo

de acuerdo con las leyes y disposiciones bancarias

vigentes en la actualidad y proporcionan la mayoría

de los servicios que la empresa requiera. Como la

empresa acude con frecuencia al banco comercial en

busca de recursos a corto plazo, la elección de uno

en particular merece un examen cuidadoso. Debe-

mos estar seguros de que el banco podrá auxiliar a la

empresa a satisfacer las necesidades de efectivo a

corto plazo que se tengan y en el momento en que se

presenten.

Entre las ventajas del crédito bancario encontramos:

- Si el banco es flexible en sus condiciones,

habrá más probabilidades de negociar un

préstamo que se ajuste a las necesidades de

la empresa, lo cual la sitúa en el mejor am-

biente para operar y obtener utilidades.

- Permite a la organización estabilizarse en ca-

so de apuros con respecto al capital.

Entre las desventajas encontramos:

- Un banco muy estricto en sus condiciones,

puede limitar indebidamente la facilidad de

operación y actuar en detrimento de las utili-

dades de la empresa.

- Un Crédito Bancario acarrea tasas pasivas

que la empresa debe cancelar esporádica-

mente al banco por concepto de intereses.

Cuando la empresa, se presente con el funcionario

de préstamos del banco, debe ser capaz de negociar.

Debe dar la impresión de que es competente. Si se

va en busca de un préstamo, habrá que presentarse

con el funcionario correspondiente con los datos si-

guientes:

- La finalidad del préstamo.

- La cantidad que se requiere.

- Un plan de pagos definido.

- Pruebas de la solvencia de la empresa.

- Un plan bien trazado de cómo espera la em-

presa desenvolverse en el futuro y lograr una

situación que le permita pagar el préstamo.

- Una lista con avales y garantías colaterales

que la empresa está dispuesta a ofrecer, si las

hay y son necesarias.

El costo de intereses varía según el método que se

siga para calcularlos. Es preciso que la empresa sepa

siempre cómo el banco calcula el interés real por el

préstamo.

Luego que el banco analice dichos requisitos, tomará

la decisión de otorgar o no el crédito.

Según el Banco de la república [82] se pueden obte-

ner tasas preferenciales para créditos corporativos a

más de 1825 días con un interés del 10.56% efectivo

anual, en bancos comerciales.

14.4 Proyección económica y flujos de efectivo.

Se realizó una proyección económica de acuerdo a

un crédito bancario con una tasa de interés del

10.56% efectivo anual y se evaluó mediante el

método del valor presente neto (VPN) donde se eva-

luarán los flujos de caja durante 15 años que será el

tiempo en el que evaluaremos la viabilidad del pro-

yecto o que le daremos de vida útil a la planta.

El método de valor presente es uno de los criterios

económicos más ampliamente utilizados en la eva-

luación de proyectos de inversión. Consiste en de-

terminar la equivalencia en el tiempo 0 de los flujos

de efectivo futuros que genera un proyecto y compa-

rar esta equivalencia con el desembolso inicial.

Cuando dicha equivalencia es mayor que el desem-

bolso inicial, entonces, es recomendable que el pro-

yecto sea aceptado. [83]

Se comenzó por hacer un diagrama de flujos de

efectivo y se empezó en el año 2012 suponiendo que

la planta ya estaba construida. A comienzos del año

2012 (año 0) se presenta el flujo de la inversión, que

es el costo de la construcción y el costo de compra

de los camiones cisterna de transporte de metanol.

Los flujos para cada año se calcularon de acuerdo

con las proyecciones de los precios de metanol, me-

nos los costos que se evaluaron anteriormente. Estos

resultados se muestran en la Tabla 46.

Tabla 46. Flujos netos de efectivo del proyecto.

Año Flujo Neto ($)

2012 39482581069

2013 41389526838

2014 43357136850

2015 45384344708

2016 47469460029

2017 49610072572

2018 51802944552

2019 54043889805

2020 56327638331

2021 58647684565

2022 60996117576

2023 63363431167

2024 65738311655

2025 68107400864

2026 70455031600

Podemos observar estos flujos en el diagrama de flu-

jos de efectivo, que se muestra en la Ilustración 22.

Con estos datos podemos hallar el valor presente ne-

to de acuerdo a la fórmula:

(23)

Donde t es el número del año, i es la tasa de interés,

FT es el flujo de efectivo en el año t y I0 es la inver-

sión inicial. Si el valor obtenido resolviendo el VPN

es mayor a 0 significa que la inversión produciría

ganancias por encima de la rentabilidad exigida.

Reemplazando tenemos entonces la ecuación:

(24)

Como se puede observar el valor presente neto resul-

ta un número positivo muy alejado de cero, lo que

nos indica que de acuerdo a los cálculos realizados

el proyecto es altamente rentable. Es importante ob-

servar que tan solo en 4 años de operación ya habr-

íamos obtenido ganancias por encima de la inversión

inicial.

15 CONCLUSIÓN

Aunque inicialmente la intención de analizar la con-

versión de carbón térmico en gas natural era llenar el

vacío en el mercado industrial en el área de la costa

Atlántica en periodos de sequía, el proyecto se vio

muy beneficiado con la generación de un plan de

contingencia. La generación proyectada de gas natu-

ral no ejerció un efecto muy grande en la producción

actual de gas natural a nivel nacional y ante el des-

cubrimiento de nuevas fuentes de gas natural en el

país y las fuertes precipitaciones que se han venido

presentando en los últimos años y que se tienen pro-

yectadas para los años venideros, se hizo más intere-

sante analizar la conversión de gas natural a metanol

para abrir las puertas a un producto nacional que

hasta el momento solo se ha venido importando, sin

embargo no se cerraron las puertas a la utilización

del gas natural como fuente de ingreso. Se observó

que los costos de carbón en Colombia permiten ana-

lizar la conversión de carbón en otras sustancias para

darle más valor, pues el análisis económico que se

realizo de acuerdo a proyecciones económicas en-

tregó resultados muy positivos, lo que abre las puer-

tas a realizar análisis más profundos sobre esta in-

versión teniendo en cuenta otros aspectos que no se

tuvieron en cuenta acá, como la expansión del mer-

Ilustración 22. Diagrama de flujos de efectivo.

cado de biocombustibles que se proyecta para los

próximos años y una descripción y simulación mu-

cho más detallada del proceso donde se incluya una

integración energética y detalles que no se tuvieron

en cuenta como valores de catalizadores y la coloca-

ción de bombas y compresores.

Es importante tener en cuenta que ante el eventual

descubrimiento de más yacimientos de gas natural,

puede ser adecuado explorar la viabilidad económica

de la conversión directa de gas natural en metanol

sin el proceso de gasificación, pues ahorraría mu-

chos pasos al proceso y quizá su transporte y efecti-

vidad sería mayor. Es importante tener en cuenta

que aunque se hicieron proyecciones económicas del

proceso basados en tendencias pasadas del mercado

e inflación nacional, algunos de estos factores pue-

den tener variaciones muy distintas a las proyectadas

y no se puede esperar confiar en estos resultados de

forma definitiva pues solo se pretende dar una visión

global de la situación bajo ciertas circunstancias y

precios como el del metanol, el carbón y la gasolina

dependen mucho de factores internacionales que no

se pudieron entrar a analizar en este proyecto y en

los cuales juegan variables políticas y económicas

en las que de las que no se puede saber que va a su-

ceder. Se considera que algunas proyecciones

económicas muestran variaciones que pueden ser

demasiado fuertes hacia el futuro, pues hay subidas

muy fuertes de los precios de acuerdo con las ten-

dencias y bajo estas circunstancias los gobiernos

podrían llegar a intervenir para regular estos precios

y eso no se tuvo en cuenta en este análisis. Los

cálculos y de costos de operación se realizaron de

acuerdo con tasas de salarios en dólares, por lo que

sería interesante hacer un análisis detallado de este

aspecto usando tasas salariales colombianas donde la

mano de obra puede ser mucho menor a la Estadou-

nidense y de acuerdo con esto se puede brindar más

viabilidad. De este proyecto es importante destacar

que se obtuvieron resultados económicos muy posi-

tivos para la conversión de carbón a metanol y por

eso es importante profundizar mucho más sobre este

tema de forma que se confirmen los resultados obte-

nidos y se pueda llevar a cabo el diseño y ejecución

formal de un proyecto de esta magnitud.

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