domingo, 17 de febrero de 2013















UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE ZACATECAS


SEMINARIO DE INGENIERÍA EN ENERGÍA DE LA BIOMASA 


EL PRESENTE ESCRITO ES UNA INTERPRETACIÓN DEL ARTICULO POTENCIAL DE BIOCOMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y PERSEPCTIVAS DE IRÁN 
CUYA REFERENCIA SE MUESTRA AL FINAL DEL DOCUMENTO, SE REALIZO EL BLOG CON FINES DE DIVULGACIÓN

GHOBADIAN BARAT
UNIVERSITY MODARES TARBIAT, ENGINEERING MECHANICAL, HIGHWAY AHMAD ALE JALAL, IRAN TEHARN


FECHA DEL ARTICULO:
Recibido el 13 de agosto de 2011
Recibido y revisado el 5 de mayo de 2012
Aceptado el 5 de mayo de 2012
Disponible en línea el 21 de junio de 2012




Alumno que leyó el articulo: RAQUEL NAVARRO DE LIRA
20/Febrero/2013


RESUMEN

La diversidad de Irán como su terreno y el clima permite el cultivo de una variedad de los cultivos energéticos adecuados para la producción de biocombustibles líquidos.

En Irán, la existencia de biocombustibles y su alimento es fácilmente y están disponibles hoy en día para la producción de bioetanol que es la melaza de caña de azúcar y remolacha azucarera.

Irán    Caña de azucar
  

Remolacha 
También hay unos 17,86 millones de toneladas de residuos de cultivos que casi 5 millones de litros de bioetanol se podrían producir anualmente.  Este montaje podría ser suficiente para los vehículos de motor de encendido por chispa en Irán en 2026.

Existe un enorme potencial para el cultivo de plantas de energía tales como los materiales celulósicos y las algas.

Irán tiene el 7% de su superficie cubierta con los productos forestales que resultan para biocombustibles líquidos tal como bioetanol y biodiesel. 
También tiene una larga tradición de la pesca en el Mar Caspio y el Golfo Pérsico con una costa  de 3200 km.  y en sus ríos interiores. 

El aceite de pescado producido y otros aceites vegetales como palmera, jatropha, higuerilla y las algas son materia prima del biodiesel adecuado.

 El aceite de pescado producido y otros aceites vegetales como palmera, jatropha, higuerilla y las algas son materia prima adecuada del biodiesel.
Fuera de 1,5 millones de toneladas  anualmente de aceite comestible que se consume en Irán, alrededor del 20% de la misma puede ser considerada como un residuo, que es adecuado para el biodiesel como materia prima. Esta cantidad, junto con el otro material de alimentación de potencial posible son fuentes favorables para llevar a cabo paso a paso hasta 2026.

INTRODUCCIÓN

Los combustibles líquidos para el transporte de Irán también se llaman agrocombustibles y es el punto principal para su producción.
El fuerte interés en los biocombustibles líquidos se debe al hecho de que puede ser utilizado como un sumplemento o alternativa a la gasolina o el diesel derivado del petróleo. 

El uso de biocombustibles líquidos para el transporte, genera el gran interés y enorme aumento en las inversiones en todo el mundo, ya que pueden ser procesados y utilizados en una variedad de maneras. 

Básicamente la bioenergía en todas sus formas, es la energía producida a partir de biomasa, incluidos los bosques y plantas agrícolas. Se puede aprovechar en varias maneras y procesados ​​ya sean utilizados en formas sólidas, líquidas o gaseosas. 

En este artículo se toman en cuenta los biocombustibles líquidos que principalmente se producen como Etanol y Biodiesel. 

La materia prima para el etanol son principalmente caña de azúcar y el maíz, y en menor grado a partir de la remolacha azucarera trigo y yuca.

La materia prima para el biodiesel son productores de petróleo, como los cultivos de colza, aceite de palma, algas y jatrofa y también las grasas de origen animal.

Pero hoy en la actualidad, los combustible fósiles proveen las necesidades energéticas más importantes del mundo. Como es conocido por todos, hay 3 tipos principales de combsutibles fósiles que son el petroleo, el gas natural y el carbón. Estos proporcionan alrededor del 66% de la energía eléctrica del mundo, y el 95%  de la demanda mundial de energía total, incluida la calefacción, el transporte de electricidad y otros usos. 
  • El petróleo proporciona el 40% de la energía.
  • Los gases naturales proporcionan alrededor del 20%.
  • El carbón proporciona el 28%. 


Una preocupación es que el combustible fósil se están agotando a un ritmo creciente, y se agotara definitivamente. Pero a medida que el mundo se está volviendo más avanzado en tecnología, más energía se consume para mantenerse al día con las necesidades cambiantes. Al ritmo actual en el que la energía se consume, llegará su fin de los combustibles fósiles que es recurso mundial de energía primaria.

Desde aquel primer pozo de petróleo perforado en la tierra en los Estados Unidos en 1859, la demanda de petróleo crudo ha igualado la oferta, fue el aceite que más se utiliza ya que varios sectores  dependen de él. 
Su progreso ha traído bendiciones y también problemas. El mundo ahora utiliza 2268.000 toneladas de petroquímicos derivados  de pesticidas al año. La quema de combustibles fósiles está provocando un clima más cálido, como el CO2 almacenado en los tejidos de las plantas que producen emisiones que se liberan a la atmósfera. 
En 1892, Svante Arrhenius, químico sueco, descubrió que la quema de combustibles fósiles causan el calentamiento global. Este efecto invernadero lo publicó en 1896 aunque su trabajo fue ignorado, criticado y rechazado hace poco. El calentamiento global podría eventualmente dar lugar a un enfriamiento global también [7-11].
El problema más desafiante sera sobrevivir con la retirada de estos y la crisis comenzará cuando la demanda de petróleo siempre empiece a exceder la oferta, según Hubbert, un científico petrolero estadounidense dijo que esto sera posible cuando la ultima gota de petroleo sea bombeada. 

2.- LA PRODUCCIÓN MUNDIAL DE PETRÓLEO Y RESERVAS

La transición de la petro-tecnología de nuevo a no petro-tecnología, y se acompaña a la vida laboriosa y materialmente pobres, se iniciará después de los picos de producción mundial de petróleo.

Actualmente la geología del petróleo mundial está desigualmente repartido entre algunos 182 países, de los cuales el superior 42 producen más del 98% del petróleo del mundo; en los próximos 70 naciones menos del 2, y los restantes 70 países, ninguno [18-20 ]. 
Investigadores han estudiado curvas para los años 1960-2040. Donde Los años 1960-1997 son datos históricos, mientras que los años 1998-2040 son predicciones utilizando los pronósticos utilizando aceite del Programa Mundial de pico de producción en 2006.
La producción de los 42 principales naciones fue 3051,1 Gl / año en 1997 y se prevé su punto máximo en 2006 a 3637,85 Gl / año, después de disminuir a 1349,53 Gl / año en el 2040, una caída del 63% en 43 años.

El punto de cruce cuando la OPEP superó la producción fuera de la OPEP la producción fue en el año 2007 [21-24].
Al 1 de enero de 2008, las reservas mundiales probadas de petróleo se estima en 156,296.88 bl. Oriente Medio con 87,777.8 Gl (57%) y Europa con 1642,9 Gl (1%) son las regiones petroleras máximos y mínimos de reserva, respectivamente.

 Teniendo en cuenta la tasa de producción de petróleo y el consumo, se puede decir que las reservas de petróleo puede acabarse el tiempo para los próximos tres o cuatro décadas. Por tanto, es inevitable encontrar el sustituto adecuado y sostenible [25].

La Tabla 1 muestra las reservas mundiales de petróleo de los países al 1 de enero de 2008. 

Los tres primeros puestos pertenecen a Arabia Saudita, Canadá e Irán.

 La Tabla 1 indica que las reservas mundiales de petróleo están muy concentradas en el Medio Oriente con el 57% de las reservas totales de petróleo [25].

3.- LAS RESERVAS DE PETRÓLEO Y PRONOSTICO DE IRÁN

Irán tiene enormes reservas de petróleo y gas natural. Las reservas de petróleo se estiman en aproximadamente 16,241.24 bl, alrededor del 11% de las reservas mundiales probadas, y las reservas de gas natural se estiman en cerca de 32 billones de metros cúbicos, en segundo lugar en el mundo [25]. 

La producción de crudo promedió industrial sobre 469,4 millones de litros por día en 2005 y 2006, en comparación con la potencia máxima de litros por día 774.5 millones alcanzados en 1976.

 El segundo pico de producción comienza en algún lugar alrededor del año 2010. Desde el año de pico en adelante, la tendencia de la producción empieza a caer, aunque el más rápido de la bomba, antes que llegue a su pico de producción y, finalmente, llegar al agotamiento del petróleo.

No hay duda de que el final de la era del petróleo para Irán se estima que es poco más que el doble de la estimación promedio para el mundo en su conjunto, pero es importante tener en cuenta que Irán es también parte de la sociedad del mundo y, además un importador de los derivados del petróleo a como el diesel y los combustibles de gasolina. 

Irán también está obligado a buscar fuentes de energía renovables y sostenibles en especial la de biocombustibles líquidos para el transporte.

4.- PERSPECTIVA DE BIOCOMBUSTIBLE LÍQUIDO

La humanidad tiene diez principales retos para los próximos 50 años: la energía, el agua, los alimentos, el medio ambiente, la pobreza, el terrorismo, la guerra, la enfermedad, la educación, la democracia y la población. 



Con el crecimiento de la población humana durante el próximo siglo, la energía es una de las prioridades asociadas con las otras necesidades vitales y esenciales como los alimentos y el agua. La demanda de la energía es necesaria para el desarrollo y crecimiento de la población, especialmente en las regiones en desarrollo y mover sus sectores. 

Por otro lado, el agotamiento de los combustibles fósiles y las consecuencias ambientales del uso de combustibles fósiles son las dos razones principales para obligar al mundo hacia los biocombustibles renovables especialmente los líquidos, debido a su fácil producción transporte y aplicación.

El interés por los biocombustibles pueden ser en su mayoría atribuidos a las ventajas citadas de la siguiente manera:

Los biocombustibles reducen la emisión de gases responsables del calentamiento global.

  • Biocombustibles promover el desarrollo rural
  • Los biocombustibles contribuirán a la seguridad energética de los países
  • Los biocombustibles son renovables
  • Biocombustibles reducir la contaminación
  • Mezclas de biocombustibles puede ser utilizado sin modificaciones importantes en los motores actualmente en uso. Producción y consumo de biocombustibles han aumentado considerablemente desde 2003. En la mayoría de los países, el combustible diesel utilizado contiene biodiesel, por lo menos en mezclas bajas.


La capacidad de producción sigue creciendo y los fabricantes de automóviles comenzaron a comercializar automóviles que pueden funcionar con mezclas de bioetanol altas. 

Los datos disponibles indican que los biocombustibles líquidos se están utilizando en 21 países de la UE de los 25 en el año 2005, con una cuota de mercado estimada del 1%.

Dado el creciente interés en los biocombustibles como fuente alternativa de combustible, muchos países están promoviendo el uso de biocombustibles a través de directivas y  mandatos.

Algunos países europeos, como Austria, Alemania y Francia se interesaron por los biocarburantes en la década de 1990 pero la promoción grave para la producción de biocombustibles apareció por la aprobación de las Directivas 2003/30/CE y 2003/96/CE, donde incluye el 5,75% de la cuota de mercado de los biocombustibles para el año 2010. 

Las tablas 2 y 3 muestran los biocombustibles mezclan objetivos de los países seleccionados y las metas indicativas establecidas para biocombustibles a partir de 2005 hasta 2010 por la UE 25. 


También es importante señalar que la Directiva se refiere sólo a la cuota de mercado y no a la producción. Por lo tanto, cada país podría importar biocombustibles para cumplir con la directiva [28].

La Independencia Energética y Seguridad (EISA) se convirtió en la victoria de diciembre de 2007 en EE.UU., que incluye una serie de disposiciones para alentar o exigir el uso de los biocombustibles, los cuales se han incorporado en las proyecciones de referencia. 

El estándar global de combustibles renovables (RFS) requiere que 9 millones de galones de biocombustibles se utilizarán en el año calendario 2008, con un crecimiento de 24 mil millones de galones en 2017 y más en los últimos años [29]. 

Brasil fue pionero en la producción de biocombustibles líquidos antes de la Segunda Guerra Mundial, usando el bioetanol.
 El segundo mayor productor de bioetanol, después de Brasil (2006) fueron los Estados Unidos, a partir de su producción de bioetanol a partir de maíz en la década de 1980.

 En 2007, la producción mundial anual de bioetanol fue de aproximadamente 1525,6 mil millones de litros.
El biodiesel ha experimentado recientemente un aumento importante en todo el mundo.


Una rápida expansión de la capacidad productiva se observa no sólo en los países desarrollados como Alemania, Italia, Francia y Estados Unidos, sino también en los países en desarrollo, como Brasil, Argentina, Indonesia y Malayisa.

5.- POTENCIAL DE LOS BIOCOMBUSTIBLES LÍQUIDOS DE IRÁN Y LAS PERSPECTIVAS

La República Islámica de Irán se encuentra en el Oriente Medio, entre Turquía e Iraq por el oeste y en Afganistán y Pakistán en el este; limita con el Golfo Pérsico y el Golfo de Omán en el sur y Armenia, Azerbaiyán, el Mar Caspio y Turkmenistán en el norte, con una superficie de alrededor de 1648.000 kilómetros cuadrados. 


Los principales ríos de Irán son Karun, que es de 830 km de largo, el Safid Rud (1.000 kilometros), Karkheh (700 kilometros), y Zayandeh Rud (400 km).

El Clima de Irán es principalmente árido y semiárido, con una húmeda selva tropical zona a largo de la costa del Mar Caspio. La temperatura promedio es de 10-25 1C en invierno y 19-38 1C en el verano. 

La tabla 4 muestra los detalles de la superficie total del país, incluyendo las tierras forestales y los cuerpos de agua, un gran potencial para el cultivo de interior energético y las plantas acuáticas y materias primas para biocombustibles.



Teniendo en cuenta los recursos existentes, tales como la tierra y las áreas de masas de agua en Irán, los intereses sobre la expansión de la producción de biocombustibles y la aplicación podría ser acelerado por las fechas del hombre y de incentivos financieros por parte del gobierno iraní similares a los de otros países.

Los Intereses de investigación en biocombustibles líquidos ha crecido fuertemente debido a la fuerte subida de precios de los combustibles fósiles, petróleo e importación de derivados del petróleo como el diesel y los combustibles de gasolina durante los últimos años [30-46], así como la promulgación de estrictas leyes ambientales y regulaciones relacionadas con el transporte agotar las contaminaciones. 

Los biocombustibles podrían reducir la compra de productos de combustibles fosiles (9 mil millones de dolares en el 2008) a la nacion Iraní.

La Producción y consumo de biocombustibles líquidos también contribuiría de manera significativa a mitigar el calentamiento global, la creación de empleos y el sector de la agricultura alentador. Esto es necesario para ser planificada de recursos para el uso final (Fig. 1). 
Esto significa que Irán tiene que planear las granjas de bioenergía para biorefinerías y finalmente llevar a los biocombustibles para las estaciones de servicio. 

La diversidad de Irán su terreno y el clima permite el cultivo de la energía de una variedad de cultivos adecuados para la producción de biocombustibles líquidos, como el trigo, la cebada, el arroz, las nueces de pistacho, algodón, remolacha azucarera y caña de azúcar, principales materias primas.

Alrededor de un tercio de la renta agraria procede de material de alimentación, principalmente pollos, ovejas, ganado de carne y vacas lecheras, una fuente notable de grasas animales como materia prima de biodiesel.

La tabla 5 muestra el potencial de producción de bioetanol a partir de residuos agrícolas.

En Irán, la materia prima es fácilmente disponible hoy en día para biocombustibles ya que es el líder en la producción de bioetanol de caña de azúcar y la melaza de remolacha azucarera que se estima en unos 500 millones de litros. 
La melaza se exporta parcialmente y parcialmente procesados ​​para producir alcohol que se utiliza para fines médicos e industriales, junto con gasolina y para producir bioetanol.

Los residuos de cultivos y bagazo de caña se puede incluir en la materia prima para la producción de bioetanol de grado combustible. 
Hay aproximadamente 17,86 millones de toneladas de cultivos perdidos en Irán que potencialmente pueden producir 4910 millones litros de bioetanol al año.

El trigo, bagazo de caña, arroz, cebada y maíz son la fuente de producción de bioetanol más favorable en Irán.

 Alrededor de un tercio de la superficie total de la tierra de Irán puede ser utilizada para producir cosechas que proporcionaban agua suficiente disponible. Sin embargo, sólo el 12% de la superficie total del país está actualmente bajo cultivo y su producción aumenta.

Como se mencionó en Irán, los biocombustibles tienen un gran potencial para mejorar los servicios de energía basados ​​en residuos agrícolas. Diversos residuos agrícolas como la paja de trigo, paja de arroz y cáscara, caña de maíz y mazorca, apenas paja y bagazo de caña de azúcar son producidos y eliminados.

Los residuos agrícolas disponibles en Irán ha sido estimada en un 17-20% de la producción total de los cultivos [47]. y su conversión en bionergía se han comenzado en Irán a pequeña escala. 

Los datos de residuos de biomasa y de los cultivos para la producción de bioetanol se obtiene a partir de estadísticas de la FAO (FAOSTAT) y Ministerio de Agricultura de Irán [48].

Como ya se ha explicado, la Tabla 5 muestra el potencial de producción de bioetanol a partir de residuos de 10 cultivos agrícolas, los cuales son principalmente:

  1. Caña de azúcar
  2. Arroz
  3. Papa
  4. Fecha
  5. Remolacha
  6. Manzana
  7. Uva
 Estos residuos agrícolas podrían convertirse en biocombustibles líquidos.
 Aproximadamente el 50% de trigo se pierde en forma de residuos.
 La cantidad de producción de trigo es de unos 15 millones de toneladas.
 La utilización de los residuos desde el trigo puede producir 3 millones de litros de bioetanol por año.

En comparación con el combustible convencional, el bioetanol puede ser una alternativa de combustible óptimo para los vehículos de motor de encendido por chispa [49].
  Al menos 4,3 millones de toneladas de bagazo de caña de azúcar se produce en Irán cada año.
La provincia de Juzestán es la única provincia en la producción de caña de azúcar de Irán.

 Aproximadamente el 30% de la producción total de arroz también se pierde como residuos. Unos 1,05 millones de toneladas de residuos de arroz de manera eficiente puede producir 378 millones de litros de bioetanol [47].

Irán cuenta con un 7% de su superficie cubierta por bosques. Los principales bosques comercialmente útiles se encuentran en las montañas de Alborz, en el norte, sobre todo en la vertiente sur sobre la costa del Mar Caspio. 
Irán es un país importador neto de productos de madera.

Estos productos forestales son una buena fuente de bioetanol y biodiesel. Irán es también adecuado para otras plantaciones de bioetanol como materia prima, tales como algas y bosque (Fig. 2).

Irán tiene una larga tradición de pesca en el Mar Caspio, en el Golfo Pérsico, y en los ríos de la tierra.

La compañía Sheelat establece las cuotas de pesca y compra pescado para su procesamiento.
La mayor parte de la pesca esta bajo adoptada por los pequeños y pescadores privados, aunque el producto de mayor importancia económica de la industria pesquera es Caviar de esturión del Mar Caspio.

 Irán tiene un programa de viveros de peces agresivos dirigido a revertir la disminución de las poblaciones de peces del Mar Caspio.

Otros productos de la industria pesquera del atún, la sardina, la kilka como, la trucha y camarón. 
En 2004 las capturas ascendieron a unas 330.000 t de pescado.

 El aceite de pescado puede ser un material de alimentación adecuado para la producción de biodiesel en Irán; su potencial real está bajo investigación.

Irán es también adecuado para otras plantaciones de biodiesel prima de alimentación, tales como palmera, Jatropha, higuerilla y algas (Fig. 3).
Unos 4910 millones de litros de bioetanol se puede producir a partir de los residuos de los cultivos.

El futuro de la producción de bioetanol en Irán puede ser una alternativa óptima de combustible para los motores de encendido por chispa que utilizan gasóleo en proporciones de mezcla diferentes, un pronóstico hasta 2026 (Fig. 4 y Tabla 6).
En cuanto a la producción de biodiésel se refiere, hay una cantidad notable de los residuos de aceite de cocina comestible en Irán (aproximadamente 20% de los 1,5 millones de toneladas de consumo) que se puede convertir fácilmente a biodiesel.

 Este montaje una junto con los potenciales existentes es más que suficiente para prever relaciones de mezcla de hasta B10 por el año 2026 (Fig. 5 y Tabla 6), aunque hay una necesidad de más investigación y desarrollo en cultivos de energía renovable.


Hay dos proyectos nacionales en curso en los estudios de factibilidad de biocombustibles líquidos (bioetanol y biodiesel) a este respecto, los resultados finales de las cuales estarán disponibles en el futuro cercano. 

Estos proyectos se están llevando a cabo por Tarbiat Modares University (TMU) con la cooperación de la  Organización iraní de Conservación de combustible (IFCO).




Los primeros resultados de estos proyectos ya están disponibles, que son muy abrazar y mostrar un potencial alentador para los biocombustibles líquidos (bioetanol y biodiesel) y las perspectivas de producción en Irán.

CONCLUSIONES


Los combustibles fósiles llegarán agotarse en un punto definitivo, a pesar que son la principal fuente de energía a nivel mundial son muy contaminantes al medio ambiente y llegan a ser costosos, por eso surge la necesidad de buscar otras fuentes alternas de energía que poco a poco van teniendo auge. En este caso Irán tiene grandes recursos aprovechables tanto como combustibles fósiles como en biomasa, especificando la bionergía en biodiesel y bioetanol, ya que cuentan con buena materia prima para su obtención. Podemos ver  que su territorio, su clima, su biodiversidad, su geografia, son favorables a la bioenergía, En sí todos los factores que ayudan a que los biocombustibles fósiles tengan más ventajas sobre los combustibles fósiles, aunque tengan enormes reservas de estos Irán también es obligado a buscar fuentes de energía renovables, ya que este país se encuentra dentro del mundo y de una forma u otra contribuye al planeta, donde es notable en el sector económico y ambiental. 


CUESTIONARIO

1.- ¿Cuál es la materia prima del bioetanol y del biodiesel?
2.- ¿Por qué Irán esta obligado a buscar fuentes de energía renovables?
3.- Menciona la situación de Irán tanto en combustibles fósiles como en la bioenergía.



REFERENCIAS
Renewable and Sustainable Energy Reviews (2012)
Ghobadian Barat, University Modares Tarbiat, Engineering Mechanical, Highway ahmad ale Jalal, Iran Teharn
p.p 4379–4384 

Página principal diario: www.elsevier.com / locate / RSE











lunes, 21 de enero de 2013


     
 UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE ZACATECAS


SEMINARIO DE INGENIERÍA EN ENERGÍA DE LA BIOMASA 


  
                    
EL PRESENTE ESCRITO ES UNA INTERPRETACIÓN DEL ARTICULO LA ECONOMÍA DE LA RECOMBUSTIÓN CON ESTIÉRCOL DE GANADO VACUNO BASADA EN LA BIOMASA EXISTENTE EN LAS PLANTAS DE CARBÓN DE ENERGÍA PARA LAS EMISIONES DE NOx Y CO2 DE CONTROL CUYA REFERENCIA SE MUESTRA AL FINAL DEL DOCUMENTO, SE REALIZÓ EL BLOG CON FINES DE DIVULGACIÓN

Nicholas T. Carlina, Kalyan Annamalaia,*, Wyatte L. Harmanb, John M. Sweetenc


FECHA DEL ARTICULO:
Recibido el 30 de Enero del 2008
Recibido y revisado el 20 de Abril del 2009
Aceptado el 29 de Abril del 2009
Publicado en línea el 5 de Junio del 2009



alumno que leyó el articulo: RAQUEL NAVARRO DE LIRA
1/Febrero/2013
RESUMEN

Las plantas de carbón con biomasa de recombustión de ganado (CB) pueden reducir las emisiones de CO2 y ahorrar en costos de compra de carbón y reducir las emisiones de NOx en un 60-90% por encima de los niveles alcanzados por primarios controladores de NOx. Reducciones de recombustión con carbón CB son comparables a los obtenidos por otras secundarias tecnologías de NOx, como la reducción catalítica selectiva (SCR).
El objetivo de este estudio es elaborar un modelo de emisiones y ahorro económico potencial de recombustión de carbón con CB y comparar esos ahorros en contra de tecnologías de la competencia.
Un programa de ordenador de hoja de cálculo se ha desarrollado para capital de modelo, operación y mantenimiento de costos para CB recombustión, SCR, y no catalítica selectiva reducción (SNCR)
Un caso base del modelo de ejecutar la economía, mostró que un sistema CB recombustión adaptado en una planta de carbón existente de 500 MWe tendría un valor presente neto de $ 80,8 millones.
Comparativamente, un sistema SCR bajo los parámetros de entrada de la misma base de caso tendría un valor presente neto de los þ $ 3,87 millones. El mayor incremento en el costo global de recombustión CB se encontró que provienen de la biomasa y secado de las operaciones de tratamiento.
La rentabilidad de un sistema de recombustión CB reconversión en otra existente con carbón vegetal mejorado con los precios del carbón y mayores créditos por valor de emisión de NOx. Futuros impuestos sobre el CO2 de $ 25 por tonelada 1 podría hacer requemado CB como económicamente viable, y a SCR.
En la Biomasa, las distancias de transporte y la falta de disponibilidad adecuada, bajo la ceniza de CB pueden requerir investigación futura que se centre en menor capacidad a carbón en unidades entre 50 y 300MWe.

   

INTRODUCCIÓN

La Biomasa de tipo ganado (estiércol de ganado) se ha propuesto para su uso como combustible de recombustión para la reducción de emisiones de óxido de nitrógeno (NOx) en las plantas de energía de carbón y las calderas de servicios públicos. 
La Biomasa Ganado (CB) ha mostrado ser prometedor en la reducción de NOx debido a su alto contenido volátil, la liberación rápida de la materia volátil durante la combustión, y la liberación rápida de nitrógeno del combustible une preferentemente en forma de amoníaco (NH3).

Experimentos realizados han demostrado que la co-combustión de biomasa corral de engorde (FB) y carbón (mezcla de 10% FB y 90% carbón) podría reducir las emisiones de NOx de 290 ppm a 260 ppm.
Recientes experimentos y modelos numéricos, realizados en la Texas A & M Carbón y del Laboratorio de Energía de la Biomasa, han demostrado que recombustión con el CB puede reducir las emisiones de NOx de hasta el 90%. 

Si estos resultados se puede traducir en similares reducciones de NOx para grandes quemadores y calderas de servicios públicos, la recombustión CB puede ser considerada una tecnología competitiva con la reducción catalítica selectiva (SCR) y tal vez superior a la de recombustión de gas natural y selectivo reducción no catalítica (SNCR) en cuanto a eficiencia de reducción de NOx.

 El propósito de todo esto es calibrar y predecir la viabilidad económica de la recombustion de carbón con CB a las plantas de carbón existentes en contra de varios parámetros importantes ( dolares en emisiones evitadas, costos de procesamiento y transporte de la biomasa), así hacer de este combustible viable.



1.1.- GRANDES OPERACIONES DE ALIMENTACIÓN DE LA BIOMASA DE GANADO

En la agricultura americana, en particular la agricultura animal, se ha convertido en un negocio altamente industrializado en los últimos 50 años. El más grande y más productivo de estas granjas de animales comúnmente se conoce como operaciones concentradas de alimentación animal (CAFO) o granjas'' súper''.
Las viviendas de vacas lecheras, ganado vacuno y otros animales de granja tradicionales, disponen de grandes cantidades de estiércol producidos a partir de ellos  para empresas importantes. Se ha demostrado que el estiercol tiene un potencial de contaminación del agua y del aire debido a su produccion, pero su generación y concentración constante en ciertas áreas geográficas puede hacer que este material de alimentación de bajo valor calorífico sea una fuente viable de combustible para la combustión y los sistemas de control de emisiones para las plantas cerca de las CAFO, aunque encontrar plantas de energía cerca de lugares cercanos a esto es todo un reto. Los tres mayores estados de ganado de carne en los EE.UU. son Texas, Kansas y Nebraska, respectivamente.


El ganado de engorda puede producir 5-6% de su peso corporal en el estiércol cada día; una masa seca de aproximadamente 5,5 kg por animal por día, por lo tanto, en base seca, casi el 20 Tg estiércol de ganado por año proviene de las CAFO. Texas solamente produce más del 27% de este total anual. Del mismo modo. Las vacas lecheras pueden producir un 7-8% de su peso corporal en el estiércol por día, aproximadamente un peso en seco de 7,3 kg por animal por día.
Una masa seca de aproximadamente 24 Tg de estiércol lechero se producen al año en los EE.UU.. El término'' biomasa ganado (CB)'' se refieren tanto a feedlot y el estiércol de productos lácteos en general, el estiércol de corrales de engorda se denomina biomasa feedlot (FB) y el estiércol de las lecherías se denomina biomasa lácteos (DB). 



La figura. 1 - Coincidencia de carbón centrales eléctricas y las áreas con altas densidades de biomasa agrícola, adaptado de [12] y [13].

La utilidad de CB como combustible para la combustión y los sistemas de control de emisiones puede ser determinado a partir de análisis de valor último y el calor de cada combustible de biomasa, como en la siguiente tabla se muestra.


Los combustibles de alto contenido de ceniza con hasta 68% (sobre una base seca) no son ciertamente adecuados para la mayoría de sistemas de combustión. 

1.2.- TECNOLOGÍAS PRIMARIAS DE CONTROL DE NOx

Los principales controles de NOx en las plantas de energía de carbón suelen consistir en quemadores de bajo NOx (LNB), sobre el fuego aéreo (OFA), o una combinación de ambos. Estos controles se utilizan ampliamente en plantas de carbón través de los Estados Unidos. Quemadores de bajo NOx retrasan la mezcla completa de combustible y el aire tanto como sea posible a fin de reducir el oxígeno en la zona de la llama primaria, reducir la temperatura de la llama, y reducir el tiempo de residencia en las temperaturas pico.

1.3.- TECONOLOGÍAS SECUNDARIAS DE CONTROL NOx

1.3.1.- REQUEMADO
Una ilustración básica del proceso de recombustión se muestra en la figura. 2
El carbón se inyecta en un (cantidad excesiva de aire) magro zona de combustión (PZ)y libera emisiones gaseosas relativamente altas en NOx. A continuación, los gases de combustión entran en una etapa secundaria de combustión, o zona de recombustión (RZ), en el que una mezcla rica de combustible y aire requemado de gases reaccionan con los gases calientes de combustión para producir emisiones con una cantidad relativamente baja de NOx.

El mecanismo de reducción es una reacción inversa del sistema NOx en cuales los hidrocarburos (HC)de forma-fragmento de compuestos nitrogenados, tales como cianuro de hidrógeno (HCN) y NH3, que reaccionan con el NOx para reducirlo a nitrógeno inofensivo (N2). Por último, sobre el aire el fuego se inyecta en el quemador de la caldera para completar el proceso de combustión y reducir el monóxido de carbono (CO).


El combustible de recombustión más común es el gas natural. Sistemas convencionales de gas con recombustión puede reducir las emisiones de NOx en un 50-60%. Un sistema CB recombustión puede ofrecer incluso mayores reducciones de NOx, además de reducir las emisiones de CO2 de las fuentes de combustibles fósiles.

1.3.2.- LA REDUCCIÓN SELECTIVA CATALÍTICA Y NO CATALÍTICA

Hay algunos controladores más comercialmente disponibles de tecnología secundaria de NOx, uno de los más comunes y eficaces de estas tecnologías es la reducción catalítica selectiva (SCR). En estos sistemas de reducción de amoníaco (NH3) o algún otro reactivo es inyectado, en presencia de un catalizador, para reducir el NOx. Este tipo de sistemas puede tener reducciones de más del 90%v dependiendo de la temperatura, del gas de combustión y la cantidad de NOx presente en los gases de combustión que sale de la PZ.

La reducción No Catalítica (SNCR) es una tecnología post-combustión similar a la SCR, excepto que el NH3 o urea es inyecta sin la presencia de un catalizador y a temperaturas más altas, sólo que rara vez supera el 53% para las calderas de gran tamaño con índices de calor de más de 3,16 TJth/h (aprox. 315 MWe) debido a problemas de mezcla. 

2.- MÉTODOS 

Un modelo de hoja de cálculo para una sola unidad a carbón CB utilizando como combustible de recombustión fue desarrollado para calibrar la viabilidad económica de la retroadaptación CB co-combustión en los sistemas existentes de carbón instalaciones, una vez que el modelo esta completado se lleva una base o caso de ejecución a partir de este resultado hay varios parámetros que son variar en un cierto rango de demostrar la sensibilidad de los costes totales (o beneficios) de recombustión con carbón CB.

2.1.- MODELADO DE OPERACIÓN DE LA PLANTA

Para este caso, el combustible primario (PF) se quema en la zona primaria de la caldera de grabación (PZ) era puro Wyoming carbón sub-bituminoso. Considerando que el combustible de recombustión (RF) inyectado en la zona de recombustión (RZ) era biomasa ganado. 

Parámetros operativos de la planta, tales como la capacidad de la planta, la tasa global abastecimiento de combustible, el factor de capacidad, horas anuales de la planta de funcionamiento, los valores de calentamiento más elevados de los combustibles primarios y requemado de gases, y el porcentaje de transferencia de calor de la planta suministrada por el combustible de recombustión son generalmente conocido o variables de diseño, la tasa de la planta global de calor, la masa de combustible de los tipos de combustibles primarios y de recombustión y la eficiencia global de la planta.

2.2.- MODELADO DE PROCESAMIENTO DE BIOMASA Y EL TRANSPORTE

El costo de la preparación de la biomasa por el proceso de recombustión necesaria para determinar a partir de los valores conocidos de tasa de abastecimiento de combustible, porcentaje de la humedad de la biomasa, el trabajo, la distancia entre la operacion de la planta, alimentación y secado y otros parámetros de costos de transporte. 

2.2.1.- EL SECADO DE BIOMASA DE GANADO

La recombustión de la biomasa ganado el combustible tiene que ser carbón suministrado.
Un sistema de distribución se puede prever donde hay una serie de secadores pequeños (nominal entre materia seca por tonelada de 0.5-2.0 h) instalado en cada operación de alimentación o tal vez un compostaje centralizado y secado de la instalación dentro de 5-30 km de las operaciones de alimentación. Véase la imagen 3. 




Se llevó a cabo una modelización económica del estudio de cómo secar la biomasa que afecta la economía global del gasificador de biomasa con motor combinada de calor y electricidad. (Bridgwater [36]) 

La figura 4 es una representación de la configuración de secador de biomasa.




2.3.- LOS MODELOS DE EMISIONES CENTRALES DE CENTRALES ELÉCTRICAS DE CARBÓN

Los sistemas de biomasa ganado con requemado en las plantas y sus tecnologías de control de NOx pueden, al menos, tres tipos de afectar sus unidades con las emisiones del carbón que son: : óxidos de nitrógeno (NOx), el dióxido de carbono (CO2), y cenizas. 
Aunque la función principal de un sistema de recombustión es reducir las emisiones de NOx, la recombustión de biomasa de ganado se ​​espera que disminuya también CO2 a partir de fuentes no renovables y aumentar la producción de ceniza.

 La medida en que estas emisiones son afectadas depende de la composición química de la biomasa, la cantidad de RF inyecta en la RZ relativa a la velocidad de encendido del carbón, y la esperada reducción de NOx debido a recombustión.
Parámetros importantes: porcentajes de humedad, cenizas y cada elemento del combustible.

Un incontrolado nivel de NOx que se produciría si no hubiese tecnologías primaria o secundaria NOx  instalado en la planta de carbón. Los niveles de emisión de óxido de nitrógeno se determinan a base del rango del carbón, el tipo de caldera, y el tipo de LNB y / o sobre el sistema de fuego de aire instalado en la planta. 
El combustible diesel para el transpote se modeló como C12H26, también el gas natural y la electricidad utilizada para accionar las calderas y los ventiladores, el CO2 se calcula y la ceniza inerte, los resultados de este análisis se utilizó para calcular los ahorros totales en dólares o los costos de producción de la ceniza.

2.4.- MODELO DE LA ECONOMÍA DE LOS SISTEMAS DE CONTROL DE NOx

El costo de instalación de una reconversión ambiental de una planta térmica de carbón se puede dividir en tres componentes distintos: el costo de capital, los costos fijos de operación, y la operación (FO y mantenimiento & M) de variables y costos de mantenimiento (VO & M)El costo de capital es la inversión inicial de la compra e instalación de todo lo que lleva la planta. Estos costos suelen incluir elementos del trabajo y los gastos generales como los alimentadores de combustible, amoladoras y los inyectores de aire, en el mantenimiento la eliminación de residuos.


2.4.1.- MODELO DE PLANIFICACIÓN INTEGRADA PARA LAS CONTROLADORAS COMUNES DE NOx

En el modelo de hoja de cálculo económico, tanto de las tecnologías de NOx primarias y secundarias de control fueron modelados de la misma manera como se hizo para el modelo de planificación USEPA integrada (IPM). Los resultados de la MIP están destinados a comparar escenarios de política energética y mandatos gubernamentales sobre la expansión de capacidad eléctrica, el envío de electricidad y las estrategias de control de emisiones. . Las opciones de control de NOx tecnología modeladas por el IPM EPA son LNB (con y sin aire sobre el fuego), SCR, y SNCR, Capital y costos de FO & M son funciones de capacidad de energía de la planta, mientras que los costos VO & M son funciones de transferencia de calor


2.4.2.- BIOMASA DE GANADO Y LA ECONOMÍA DE RECOMBUSTIÓN

Las tecnologías de recombustión no se incluyeron en la versión más reciente del IPM. Por lo tanto, el reto principal de este estudio fue estimar el desempeño de los costos de un sistema de recombustión CB aun cuando sólo los resultados experimentales y ensayos a escala piloto han llevado a cabo para estos sistemas, y pocas aplicaciones de los sistemas de gas y carbón requemado existido para la comparación. 
Zamansky et al. [43] sugiere que los sistemas que utilizan los desechos de muebles, madera de sauce y biomasa de cáscara de nuez para la recombustion tienen costos de capital similares a los sistemas de recombustión de carbón.
Un anterior informe de USEPA 1998 [44] informe de la Clean Air Act enmienda, que fue localizada también por Biewald et al. [45], el modelo de gas y sistemas de recombustión de carbón, aunque el modelo  de recombustión de carbón fue diseñado sólo para tipos de calderas del ciclón. Los costos de gas requemado son generalmente más bajos que los costos de recombustión de carbón. Calderas de ciclón queman carbón grueso aplastada, pero los sistemas de recombustión de carbón requieren típicamente pulverizado o micronizado para evitar las emisiones de carbón no quemados de carbono. Por lo tanto, la compra de equipos de pulverización se requiere generalmente para instalaciones de calderas de ciclón.
Algunas estimaciones de carbón y biomasa costes de capital de recombustión se presentan en la Tabla 2.




Aunque las plantas de carbón en los EE.UU. no se requiere actualmente para reducir el CO2 emisiones, el modelo se utilizó para especular cómo los impuestos, la tapa y el comercio basado-asignaciones de CO2, o evitar costos secuestrantes pueden afectar a la rentabilidad de un sistema CB recombustión.

2.4.3.- ECONOMÍA GENERAL DE FUNCIONAMIENTO

Con todos los costos anuales computados, cada componente del costo de las tecnologías de control de NOx se añadieron para calcular un costo total de operación del sistema. La hoja de cálculo generado para el presente estudio se utilizó para calcular las emisiones y anuales
costos para cuatro casos diferentes:

1. carbón en una unidad primaria de NOx con un sólo control
2. carbón en una unidad con controles primarios adaptados con
un sistema de recombustión CB.
3. carbón en una unidad con controles primarios adaptados con un sistema SCR
4. carbón en una unidad con controles primarios adaptados con una
sistema SNCR.

Una de las formas más comunes para indicar la línea de fondo económico de un proyecto es calcular un valor neto presente (NPW), que es equivalente al valor combinado de todos los flujos de efectivo a lo largo de la vida del proyecto en dólares actuales. El primer paso en the NPWis informáticos para calcular un margen de explotación (o costo, si es negativo) para cada año,  se muestra en la siguiente expresión.
Dependiendo del tamaño de los beneficios frente a los costos, la utilidad de operación puede ser positivo (beneficio) o negativo (costo).  ). Estos flujos de caja se muestra en la figura. 5. La inversión total del proyecto recombustión incluirá el equipo de la planta adicional, secadores, y los vehículos de acarreo. Tenga en cuenta que para largos tiempos de vida de proyectos (30 años en la fig. 5) equipo de secado y camiones se requieren reemplazos durante toda la vida de el proyecto.

El método de depreciación adoptada para el presente análisis fue la modificación del sistema de costo de recuperación acelerada (MACRS). El beneficio después de impuestos será descontado por un factor:
donde RD es la tasa de descuento. Y el ingreso con descuento en dólares actuales es simplemente


Por último, la NPW se puede calcular con la siguiente expresión.
Si el NPW es positivo, por lo general se conoce como el valor actual neto (VAN), mientras que NPWS negativos se denominan costos netos actuales (NPC).
eL NPW se expresa como un costo anualizado (o ingresos) estabilizado a lo largo de la vida del proyecto. Para este caso:


A partir de aquí, el cost anual nivelado se puede expresar con otros parámetros específicos del modelo de recombustión. Por ejemplo, el coste específico de reducción de NOx puede calcularse como:



Más información acerca de depreciaciones de computación, impuestos, y NPWS se puede encontrar en el libro de texto por Newnan et al. [42].

Todas las ecuaciones del modelo para el presente estudio también se presentan en mayor detalle en una disertación de Carlin [22]. El diagrama de flujo de la figura. 6 resume los cálculos realizados con el modelo de hoja de cálculo. 


3.- PARÁMETROS PRINCIPALES DE CASOS Y DATOS DE ENTRADA 

La Base de parámetros de entrada del caso de 500 MWe "teoricamente" la potencia carbón fueron escogidos de investigación y revisión de la literatura.   Este conjunto de entradas actuó como punto de referencia para el estudio paramétrico y el análisis de sensibilidad.

Tablas 3-7 son listas de todos los parámetros de entrada pertinentes del caso base para modelar el funcionamiento de las tecnologías de control de NOx, así como el procesamiento y transporte de CB para recombustión.



 Todas las entradas en dólares fueron escaladas a 2007 dólares y representó el Año 1 del proyecto de modernización requemado de gases. Estos números pueden y deben modificarse para adaptarse a las diferentes situaciones e instalaciones.

4.- RESULTADOS

4.1.- RESULTADOS DEL CASO BASE

A partir de los insumos del caso base, un recorrido de referencia resultante fue terminado.
La energía calorífica liberada por el BC en la zona de recombustión de quemador de la caldera se encontró que era de 2,38 años PJ 1 más que la energía necesaria para secar y lo transportan a la planta.
Las emisiones totales de CO2 para recombustión, incluidas las emisiones de carbono de CB secado y transporte, resultaron ser 263.000 años tonelada, menos que las emisiones de la operación de control primario solamente. el NOx emitido por los vehículos sólo inhibe CB recombustión reducciones de NOx en alrededor de 6,0 toneladas año.
Sin embargo, económicamente, el sistema CB recombustión se encontró que tenía un NPC (NPW negativo) de $ 80,8 millones. El caso base 1 Año componentes de los costos de las cuatro condiciones de funcionamiento posibles se yuxtaponen en la Tabla 8

El mayor incremento en el costo general de CB sistemas de recombustión vino del aumento VO & M, en gran parte debido al gas natural necesario para las operaciones de secado de biomasa. La opción CB requemado de gases es el más caro en el Año 1 bajo los supuestos del caso base, Por otra parte, se espera escaladas de precios del diesel y de gas natural bajo los supuestos del caso base base se encontró que adelantar una escalada para evitar los NOx y los precios del carbón (ec.1, negativo) no permite un ahorro neto, en comparación con la SCR se encontró que tienen un valor actual neto (NPW positivo) de $ 3,87 millones, con un mayor costo de capital.  Es el costo capital de inversión más barata, pero sus niveles de emisiones son más pobres que las de CB recombustión o SCR.

 El último paso en este análisis económico debía variar algunos de los parámetros de entrada del caso base y el estudio de la sensibilidad de la NPW y el costo anualizado. Este análisis se discutirá en la actualidad.

4.2.- LA BIOMASA Y EL CARBÓN COMBUSTIBLE

Los mayores costos de operación y mantenimiento para la recombustión CB se atribuyeron en parte al gasto relativo de importación de bajo poder calorífico valor de la biomasa para cumplir con un porcentaje establecido de transferencia de calor de la planta (para el caso base, 10%). Desde el amoníaco, urea, u otros reactivos importados para tecnologías de la competencia, tales como SCR y SNCR, por lo general no aumenta el abastecimiento de combustible de la planta, costos de operación y pueden permanecer relativamente bajo para el mismo nivel específico de NOx. 

Si los CB sistemas de recombustión al ser instalados en las centrales de carbón, los operadores deben encontrar el equilibrio perfecto entre la reducción de la contribución de la biomasa para la transferencia de calor, el ahorro en carbón, y manteniendo los niveles de NOx dirigidos. 
En la fig. 7, el aumento de secado CB y transporte de O & M puede ser visto como más de la tasa de la planta de calor es suministrado por el combustible CB recombustión y el costo anual.
La Biomasa de Ganado desplaza parte del carbón, que debe pagarse por la planta. Por esta razón, la rentabilidad de un sistema de recombustión CB es extremadamente sensible al precio del carbón desplazado (Fig. 8). Si el carbón es barato, el retorno económico no es muy alto.



4.3.- NOx, CENIZA Y EMISIONES DE CO2

El costo total anual de un sistema de recombustión CB también se encontró a ser sensibles a la cantidad en dólares colocados en las emisiones. Por ejemplo, en la fig. 9, el NPW aumentado considerablemente con los valores más altos a partir de los créditos de NOx. 


Sin embargo SCR, la tecnología de la competencia, fue encontrado para ser rentable en valores mucho más bajos de NOx.

La principal ventaja de recombustión con CB sobre SCR es la posibilidad de ahorro en emisiones de CO2 evitadas. 
La figura. 10 es un gráfico de NPW y costo anualizado contra posibles valores Año 1 dólar de CO2


Sin embargo, la cantidad de cenizas en el CB puede limitar la tasa de abastecimiento de combustible de CB y por lo tanto el ahorro de CO2 posibles.
La figura. 11 es un gráfico de las emisiones de ceniza de carbón y requemado de gases CB combustible. 
El suministro de 10% de la tasa de calor a través de recombustión era encontrado que aumenta la producción de ceniza a partir de 11,64 tonelada 1/h (con carbón sólo) a 16,24  tonelada 1/h.

Esto es preocupante, ya que Megel et al. [59,60] informó de que la ceniza de estiércol no era adecuado como un sustitutivo de cemento por sí misma.

Sin embargo, la ceniza de estiércol puede ser utilizada en otras formas, tales como un adecuado sub-grado
material para la construcción de carreteras, y si se mezcla con 10% daria cemento, puede ser utilizado como un material de peso ligero con hormigón (aprox. 1/3 de su resistencia a la compresión)

análisis químicos muestran que las cenizas del estiércol no son peligrosas, serían como residuos industriales, posiblemente reactivo que podría ser utilizado para superficie o base de la carretera. Si las cenizas no se vende, entonces tiene que ser eliminado, por lo general en los rellenos sanitarios locales, que requieren de una cuota de inflexión.


4.4.- SECADO DE BIOMASA Y TRANSPORTE

Un parámetro importante se encontró que la distancia media entre la instalación y la operación de alimentación de los animales (s) que suministran el combustible CB recombustión, debe ser viable. La planta de energía debe estar cerca de una zona geográfica de alta densidad de la biomasa agrícola. 
La importancia de la logística se puede ver además en las Figs. 12 y 13.



Estas figuras representan la reburner O & M, el transporte O & M, el secado de O & M, y los costos de capital respectivos contra la distancia a las operaciones de alimentación. Sin embargo, si la distancia media entre la instalación y las operaciones de alimentación que fuera a hacerse más de 160 km,  los costos de transporte se vuelven significativas, si las distancias son más extensas, se tendrían que comprar más camiones y esto disminuiría a los costos de supuestas ganancias. 


 La figura. 14 es un gráfico de costo anualizado de CB transporte contra distancia.




se puede ver en la figura que, incluso para el transporte con distancias cortas, el costo anualizado de la reducción de NOx por recombustión de carbón con CB fue aún más cara que la de SCR. 
Podría ser posible usar la ceniza extra de la quema de CB para pavimentar más yardas de alimentación en corrales de engordelo que esten cerca, esto aumentaría la cantidad de biomasa feedlot bajo contenido en cenizas para recombustión, instalaciones y otros procesos de combustión.

Para la planta de caso base de poder 500MWe, se estimó que 80.000 vacas lecheras sería necesario para suministrar la instalación de recombustión, si el combustible suministrado de recombustión sea  10% de la tasa global de calor, y si cada vaca tiene estiércol producido a una velocidad de 7,3 kg (base seca).El Bosque y el río León Cuencas de Texas tienen cerca de 150.000 vacas lecheras en más de 150 lecherías. Por lo tanto, una planta de 500MWe requeriría 53% del estiércol producido por estas granjas.

FACTORES QUE ENTRAN EN CUESTIÓN PARA INTENTAR APLICAR EL POTENCIAL CALORIFICO CON BAJO VALOR DE ESTE TIPO DE BIOMASA PARA GRANDES CALDERAS DE SERVICIOS ELÉCTRICOS:
La disponibilidad de ser adecuado, bajo contenido en cenizas CB, así como la coordinación entre los agricultores, instalaciones centralizadas compostaje, y operadores de planta.

Para hacer frente a estos problemas, existen varios métodos, tales como las reservas de almacenamiento y reserva de CB listos para el fuego se puede mantener cerca de la central eléctrica, así como a reducción de la contribución del combustible de recombustión. 

Una planta de energía con una capacidad de 300 MWe requeriría alrededor de 20 toneladas por hora menos de CB.
 En la fig. 15 el número de camiones y secadoras se representan frente a la capacidad de la planta de energía.
Sería útil concentrar la investigación y el desarrollo de la utilización de la biomasa de animales más pequeños.



Desde un punto de viabilidad las centrales eléctricas con capacidad de 50,100 MWe parecen ser los mejores candidatos para el sistema de requemado de CB, estás nuevas plantas serían colocadas en zonas con mayor concentración de biomasa agricola para promover el requemado y la combustión con carbono neutral. La infraestructura podría reducir las emisiones de  CO2 Y NOx, así como impulsar las economías rurales, reducir al mínimo la carga ambiental de las grandes operaciones concentradas de alimentación animal y estrechar los lazos comerciales entre la agricultura y la energía de los EE.UU.


5.- CONCLUSIONES Y PROPUESTAS DE POLÍTICA


Con los parámetros de casos Base, la biomasa de ganado (CB) en una planta de carbón existente de 500 MWe con un sistema de recombustion de este tipo es de 10290 kJthkWhe con 80% de factor de capacidad, con un valor neto de $80,8 millones. Comparativamente, la reducción catalítica selectiva (SCR) bajo los parámetros de la misma Base de casos de entrada se encontró que tenía un valor neto de $3,87 millones.
Para el sistema de recombustión de CB tiene un mayor incremento en el costo total que proceden de la operación y mantenimiento variable del incremento de costos, principalmente por las operaciones de secado de biomasa. Su rentabilidad en reconversión en una planta de energía a carbón puede mejorar con los precios altos de éste, más altos valores en dólares en créditos de emisión de NOx y mayores eficiencias de reducción de recombustión. Encontrar mercados adecuados para la venta de los índices más altos de cenizas producidas por la combustión de biomasa también son críticos. 
Un valor de CO2 por tonelada es de $25 haría que el requemado CB sea económicamente viable, ya SCR a partir de la publicación de este documento, 27 plantas de carbón de energía están en construcción en los EE.UU. 44 están en las primeras etapas de desarrollo. 
En lugar de construir plantas extremadamente grandes con una potencia superior a base de combustibles fósiles, se deben de apoyar al tipo de plantas de CB, los pasos deben realizarse mencionados anteriormente para construir un mayor numero de plantas de este tipo.


OTRAS CONSIDERACIONES DE TRABAJO


Las emisiones de mercurio pueden afectar también a la economía de la CB en sus instalaciones de requemado de gases. Para el desarrollo futuro de los sistemas de co-combustión, estas emisiones deben ser tomadas en cuenta también. 
El trabajo futuro también debe incluir la extensión de los modelos económicos desarrollados para la co-combustión, gasificación térmica, y más pequeños en la propia explotación agrícola sistemas de combustión. 
Por otra parte, la discusión en este trabajo se ha concentrado en los beneficios económicos para la instalación de la planta de energía, sin embargo, hay numerosos beneficios a los agricultores y otros en el sector agrícola. La extracción de grandes cantidades de estiércol de concentrados operaciones de alimentación de animales disminuye la posibilidad de sobrecarga de fósforo y posterior contaminación del suelo y del agua mediante la reducción de la capacidad requerida de las estructuras de almacenamiento de estiércol tales como lagunas anaeróbicas. El futuro trabajo debe incluir también las investigaciones sobre los beneficios regionales tales como la creación de empleo y el desarrollo económico rural relacionado con la combustión de biomasa ganadera.

REFERENCIAS
biomass and bioenergy 33 ( 2 0 0 9 )
T. Carlina Nicholas, Kalyan Annamalaia, Harmand L. Wyatte, Sweetenc M. John pp.1 1 3 9 – 1 1 5 7


CUESTIONARIO:

1.- ¿A qué se refiere el término Biomasa de Ganado?
2.- ¿En qué consiste el proceso de requemado?
3.- Menciona los factores que entran en cuestión para intentar aplicar este tipo de biomasa en servicios electricos y cuántas plantas están en construcción en EE.UU.