TP combustibles

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Universidad Nacional de Salta
Ingeniería de planta
Alumno: Enzo Corte	LU:311503
Universidad Nacional de Salta
Facultad de ingeniería
Ingeniería de planta
Trabajo Practico nº1
Combustibles
Alumno: Enzo Corte
Docente: Msc. Ing. Angélica Arenas
Trabajo práctico Nº 1 
Tema: Combustibles, propiedades y usos, fuentes, eficiencia energética.
1. Defina combustibles. ¿Cuáles son las fuentes de energía y yacimientos más importantes a nivel nacional?
Se define como combustible a toda sustancia que es capaz de quemarse en presencia de oxígeno para liberar una cantidad definida de energía térmica.
Las fuentes de energía más importantes a nivel nacional son:
Hidrocarburos: En nuestro país se producen alrededor de 32 millones de metros cúbicos de petróleo y 40 mil millones de metros cúbicos de gas por año, los cuales son transportados por las redes de ductos y los sistemas de transporte hasta las refinerías y plantas de tratamiento de gas emplazadas en distintos puntos del país. Estas son las que se encargan de producir los derivados que luego son distribuidos para su comercialización.
Energía eólica: La generación de electricidad a partir de la energía eólica ha cobrado mucha importancia en los últimos años, principalmente en algunos países europeos, España, Dinamarca, Alemania, etc., y también en EE.UU. En nuestro país este tipo de energía es aún incipiente, aunque se está comenzando a fomentar su desarrollo, ya que Argentina tiene un potencial importante.
La explotación de este recurso requiere de varios factores: la existencia de vientos frecuentes e intensos (se puede comenzar a producir energía eléctrica a partir de una velocidad de unos 15 km/h) y grandes espacios alejados de los núcleos de población. Desde este punto de vista, Argentina se destaca por contar con la Patagonia, una de las zonas con mayor potencial eólico del planeta, pero además cuenta con recursos eólicos adecuados en otros sitios específicos de todo el país, como la Puna, la pre cordillera y en la costa atlántica de la provincia de Buenos Aires. Otro factor importante es la posibilidad de que los distintos parques eólicos puedan conectarse a la red eléctrica, ya que la intermitencia del viento hace que esta fuente sea complementaria de las otras formas de generación eléctrica. En los últimos años, Argentina ha completado su sistema interconectado nacional, lo que brinda la infraestructura necesaria para el desarrollo de la energía eólica.
El potencial eólico del país es muy grande y si bien aún sus aportes son escasos, La Ley Nacional 26190 establece un Régimen de Fomento Nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de energía eléctrica. Para el año 2020, las proyecciones indican que se podrían alcanzar los 1.000 MW eólicos de capacidad instalada para la generación eléctrica.
Energía nuclear: Argentina cuenta con tres centrales nucleares: Atucha I, Embalse y, en etapa de puesta en marcha, Atucha II. Estas centrales utilizan uranio natural y agua pesada, como moderador de neutrones y como refrigerante, para su funcionamiento.
El Uranio 235 constituye la fuente de energía primaria de este proceso, pero no se lo utiliza directamente, sino que deben realizarse procesos de refinación, purificación y conversión para obtener dióxido de uranio (UO2), que será la materia prima básica para la fabricación de combustibles nucleares. Cerca del 90% de la producción de uranio se concentra en ocho países (Kazajistán, Canadá, Australia, Níger, Namibia, Rusia y Uzbekistán). Argentina tiene varios yacimientos con reservas probadas, pero en la actualidad no están en producción, ya que en la década de los 90, el gobierno nacional decidió desactivarla porque el costo del uranio importado era más barato que el de producción nacional.
Energía hidráulica: En Argentina, el 30% de la electricidad es generada a partir de energía hidráulica, y tiene un potencial hídrico que le permitirá aumentar la utilización de este tipo de energía.
Nuestro país cuenta con un total de 31 represas hidroeléctricas, entre las que se destacan las binacionales Yacyereta (3200 MW) y Salto Grande (1890 MW), y las centrales de Piedra del Águila (1400 MW) y El Chocón (1200) en la provincia de Neuquén.
 
Energía solar: En general,  el uso de la energía solar se limita a instalaciones en viviendas individuales y en pequeñas poblaciones. Como ocurre con la energía eólica, esta fuente de energía es complementaria de otras, ya que no genera electricidad durante la noche o disminuye mucho su eficiencia los días nublados o en el invierno.
La Argentina posee hoy cinco cuencas sedimentarias productivas de petróleo y gas:
1-Los yacimientos del norte de la Argentina se encuentran en las provincias de Salta, Jujuy y Formosa, y están relacionados a las cuencas paleozoica y cretácica, siendo la primera predominantemente gasífera, condición que comparte con Bolivia, en lo que se conoce geográficamente como sierras subandinas.
Entre ellos los de Ramos, Aguaragüe o Acambuco son ejemplos de acumulaciones de gas en areniscas fracturadas de edad devónica, con pozos considerados profundos para la media nacional.
La cuenca cretácica, en cambio, es más petrolífera. En ella, yacimientos como Caimancito o Palmar Largo producen petróleo de reservorios carbonáticos y volcánicos a profundidades del orden de los 3000m a 4000m.
2-En la región centrooeste del país, se encuentra la cuenca cuyana, con rocas de origen continental y edad triásica, productora de petróleo solamente en la provincia de Mendoza. 
Se considera que la explotación comercial a escala comenzó en 1932, cuando el gobierno de la provincia le otorgó los derechos mineros a YPF del yacimiento Cacheuta.
Este campo era explotado desde 1886 por la Compañía Mendocina de Petróleo, que perforaba pozos a percusión con la dirección técnica de geólogos e ingenieros. YPF descubrió los yacimientos Tupungato en 1934, Barrancas en 1939, La Ventana en 1957 y Vizcacheras en 1962, entre los mayores.
3-Hacia el sur y abarcando las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro y La Pampa, se desarrolla la cuenca neuquina, de origen principalmente marino y de edad jurásico-cretácica.
Es la más importante del país por sus reservas y producción de petróleo y gas en yacimientos convencionales y por su potencial en recursos no convencionales.	
Con una larga historia productiva, en sus primeras cinco décadas se hallaron yacimientos en las zonas cordilleranas de Mendoza y en la denominada Dorsal de Huincul .
A partir de la década del 60 comenzaron a descubrirse yacimientos de mayor envergadura como El Medanito-25 de Mayo (1962), Puesto Hernández (1968), Aguada Pichana (1970), Loma La Lata (1977), este último considerado la mayor acumulación de gas de la cuenca, y El Trapial-Chihuido de la Sierra Negra en la década del 90, considerados los más importantes en acumulaciones de petróleo convencional.
Con el nuevo siglo se descubrió otra gran acumulación en el borde nororiental, el yacimiento El Corcovo, que introdujo nuevas reservas de petróleo, de tipo pesado.
Asimismo, en los últimos años se iniciaron en la cuenca neuquina la perforación y la evaluación de un nuevo recurso de gas y petróleo, en varias formaciones entre las que se destaca la formación Vaca Muerta, denominada no convencional debido a las características del reservorio (baja porosidad y permeabilidad).
4-Hacia el sur, ya en ámbito patagónico se encuentra la cuenca del golfo San Jorge, con rocas de origen continental y edad jurásica y cretácico-terciaria, productora de petróleo en las provincias de Chubut y norte de Santa Cruz. Su desarrollo se inició en 1907, con el descubrimiento del yacimiento en Comodoro Rivadavia, desatando una gran actividad e incorporación de reservas entre la década del 30 y el 80, con descubrimientos de yacimientos como Diadema (1930), El Tordillo (1936), Cañadón Seco (1944), Cañadón León y Meseta Espinosa (1947), Cerro Dragón y El Huemul (1957) y Los Perales-Las Mesetas (1975), entre otros.
La incorporación de reservas petroleras en las últimas décadas se registraasociada a la exploración cercana a las zonas en producción. Por otra parte, la escasa exploración costa afuera de la cuenca no tuvo resultados comerciales al presente.
A la fecha es la principal cuenca productora de petróleo en el país aunque su participación en gas es menos importante.
5-Finalmente en el extremo sur de la Argentina, y compartida con Chile, se desarrolla la cuenca austral, que involucra a las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego, tanto en su parte continental como marina.
Comprende rocas sedimentarias del Jurásico, Cretácico y Terciario, y está caracterizada por la producción de gas y petróleo. Su historia de descubrimientos se inicia en 1945 en la provincia de Magallanes, en Chile, con el yacimiento Cerro Manantiales de la formación Springhill, que se convirtió en el principal reservorio de la cuenca.
Una serie de importantes yacimientos de gas en la Argentina fueron encontrados en el continente, como Cóndor (1962), San Sebastián y Cerro Redondo (1962), Campo Boleadoras (1985) y Estancia La Maggie (1988).
A estos fueron sumándose otros en el mar, como Ara-Cañadón Alfa (1981), Vega Pléyade (1981) y Carina (1983). Hallazgos más recientes son los de María Inés (1994), Puesto Peter (1991), Barda Las Vegas (1998) y María Inés Sur (2003), en la provincia de Santa Cruz.
Si bien la actividad exploratoria se vio disminuida en los últimos años, existen expectativas de lograr nuevos descubrimientos pues es una de las regiones productivas más inmaduras en su exploración.
(La nueva, 2016)
(Energias de mi pais)	
(Enrique Amorocho Cortés, 2000)
2. Clasifique los combustibles según el estado de agregación. Proporcione tres ejemplos de combustibles convencionales en cada estado y uno en cada estado, del tipo no convencional, describiendo alguna ventaja y desventaja. Elabore una tabla.
Según el estado de agregación en que se presentan, los combustibles se clasifican en Gaseosos, Líquidos y Sólidos.
	Estado
	Tipo
	Ejemplo
	Ventajas
	Desventajas
	Solido
	Convencional
	Lignito
	Su uso es rentable
	Bajo poder calorífico
	
	
	Hulla
	Posee subproductos con valor comercial
	Su extracción genera problemas ambientales
	
	
	Coque
	Gran poder calorífico, se emplea en altos hornos
	Se obtiene a través de un proceso industrial
	
	No convencional
	Residuos vegetales
	Reduce potencial consumo de combustibles fósiles
	Limitación de uso masivo
	Liquido
	Convencional
	Naftas
	Son mas simples de convertir y manejar que los sólidos y más fáciles de almacenar que los gaseosos
	Son contaminantes
	
	
	Kerosene
	
	
	
	
	Gas oíl
	
	
	
	No convencional
	Biodiesel
	Genera menos emisiones de gases contaminantes que los convencionales
	Pierde parte de sus propiedades a corto plazo
	Gaseoso
	Convencional
	Gas natural
	bajo costo, limpieza y facilidad de manipulación, adaptable
	Grandes volúmenes necesarios para almacenarlos a presión atmosférica
	
	
	Propano
	
	
	
	
	Butano
	
	
	
	No convencional
	Biogás
	Es una energía limpia y de carácter renovable
	Su aprovechamiento industrial es impracticable por el momento debido a la difícil captación
(Jiménez, 2001)
(Enrique Amorocho Cortés, 2000)
3. ¿Qué es el poder calorífico superior e inferior de los combustibles? ¿Cómo se determina?
Se llama poder calorífico superior al calor de combustión cuando las condiciones iniciales y finales del proceso son iguales, por lo que se supone que los productos de la combustión se hallan a la temperatura ambiente y por lo tanto la humedad del combustible y el agua formada por de la combustión del hidrógeno constitutivo, se condensa liberando una cierta cantidad de energía.
El poder calorífico inferior es el calor de combustión cuando la energía contenida por el vapor de agua no es considerada, desde el punto de vista industrial, el que se aplica es el poder calorífico inferior, ya que es el calor efectivamente aprovechado.
Existen dos procedimientos para la determinación del poder calorífico de los combustibles, que son: 
1) Método Analítico: consiste en aplicar el Principio de Conservación de la Energía, que expresa: “El poder calorífico de un cuerpo compuesto, es igual a la suma de los poderes caloríficos de los elementos simples que lo forman, multiplicados por la cantidad centesimal en que intervienen, descontando de la cantidad de hidrógeno total del combustible, la que ya se encuentra combinada con el oxígeno del mismo formando agua”. Por lo tanto, para la aplicación del presente procedimiento es necesario efectuar previamente un ANALISIS ELEMENTAL del combustible cuyo poder calorífico deseamos determinar. El combustible puede tener en porcentajes: C %, H2 %, O2 %, S %, Humedad % y otros. 
Si el carbono (C) se combina con suficiente cantidad de oxígeno se quema totalmente formando anhídrido carbónico con desprendimiento de calor. La reacción química de la combustión completa del carbono es: 
C + O2 --> CO2 + 8.140 kcal/kg de carbono 
Si el oxígeno disponible para la combustión no fuera suficiente, el carbono se oxida parcialmente formando monóxido de carbono con liberación de calor en mucho menos cantidad, según la siguiente reacción: 
C + 1/2 O2 CO + 2.440 CO kcal/kg de carbono 
El (H2) Hidrógeno se combina con el oxígeno en forma total, dando como resultado agua con desprendimiento de calor.
H2 + 1/2 O2 H2O + 34.400 kcal/kg de hidrógeno (PCS)
 Este valor incluye el calor cedido por la condensación del vapor de agua formado en la combustión, por lo que, de acuerdo a lo explicado anteriormente, corresponde al poder calorífico superior del hidrógeno. En el caso de que no se pueda aprovechar ese calor de condensación, al calor liberado en la oxidación del hidrógeno habrá que descontarle el calor que pierde al no condensar el vapor de agua, con lo cual se obtendría el poder calorífico inferior del hidrogeno. A partir de ecuaciones demostramos que 8 kg de oxígeno se van a combinar con 1 kg de hidrógeno para "formar" 9 kg de agua. 
El PCI viene dado de la siguiente forma: PCI = PCS - r (a + H2O por combustión de H2) Donde “a” es la humedad contenida por Kg de combustible en tanto por uno. “r” ≈ 600 Kcal/Kg es el calor de vaporización del agua a 0 ºC H2O es la cantidad de agua formada por combustión del H2 en tanto por uno.
2) Método Práctico: consiste en el empleo de "Calorímetros" mediante los cuales se puede determinar en forma directa en el laboratorio el poder calorífico de los combustibles. Los métodos calorimétricos consisten en quemar una cierta cantidad de combustible y medir la cantidad de calor producida a través de la energía térmica ganada por un líquido conocido, agua, el que, de acuerdo al método a utilizar, puede estar contenida en un recipiente, o permanecer en continua circulación durante el proceso. En un proceso ideal se cumplirá que: 
Calor liberado por el combustible = Calor ganado por el agua 
Qcomb = Qagua 
Qcomb = ma x cpa x (tfinal - tinicial)
(Apuntes de Catedra, págs. 6-8)
4. ¿Qué es la eficiencia energética? ¿A qué sectores puede ser aplicada?
La eficiencia energética hace referencia al uso eficiente de la energía. Un aparato, proceso o instalación es energéticamente eficiente cuando consume una cantidad inferior a la media de energía para realizar una actividad. Una persona, servicio o producto eficiente comprometido con el medio ambiente, además de necesitar menos energía para realizar el mismo trabajo, también busca abastecerse, si no por completo, con la mayor cantidad posible de energías renovables La eficiencia energética busca proteger el medio ambiente mediante la reducción de la intensidad energética y habituando al usuario a consumir lo necesario y no más.
(Factor energia)
(Eficiencia energetica en argentina)
5. Describa como los residuos pueden ser usados como fuente de energía. Describa ejemplos de estos usos (3 ejemplos) en la provincia de Salta. Proponga tres ejemplos de provincia o estado nacional. Elabore una tabla con descripciones sucintas y prácticas.
Entre las técnicas posibles para la producción de energía a partir de residuos orgánicos destacan:
Proceso de gasificaciónpor plasma: Esta técnica, que consiste en la transformación de materiales usando para ello una poderosa fuente de calor en forma de gas (plasma), permite convertir los residuos en energía eléctrica, sin producir emanaciones tóxicas y además generando 5 veces más energía de la que se consume para producirla. Este proceso crea dos subproductos:
· Un gas sintético, parecido al gas natural, que puede convertirse en un combustible limpio.
· Un cristal vitrificado que puede emplearse como relleno en la construcción de carreteras, ladrillos o incluso baldosas o encimeras.
Durante el proceso de gasificación por plasma se produce un gas sintético parecido al gas natural que permite aportar la energía suficiente que consume el proceso, además de un excedente que puede venderse o usarse para generar un extra de electricidad.
Proceso ArrowBio: El sistema consiste en separar los residuos no biodegradables de los biodegradables. Los no biodegradables se recuperan como elementos reciclables limpios y los biodegradables pasan a un proceso de fermentación para la obtención de energía verde.
El agua es la base técnica de este proceso y es la encargada de absorber los olores, separar los materiales por gravedad, limpiarlos, transportarlos y triturarlos. El biogás resultante del proceso de degradación anaeróbica (fermentación) se produce en gran cantidad y calidad (rico en metano) y es utilizado para las necesidades energéticas de la planta en la que se realiza, además de generar un excedente energético que puede ser utilizado posteriormente.
Complejo Ambiental Norte III de la Ceamse
CEAMSE
Debajo de la tierra, los desechos orgánicos emanan gases mientras se pudren y a su vez producen un líquido fétido -que llaman "lixiviados"- al mezclarse con la humedad. A diferencia de un basural a cielo abierto, la Ceamse transforma esos gases en electricidad y el líquido en agua cristalina y sin mal olor, con posibilidad de ser empleada para diversos fines.
Por un lado evita que los gases (entre ellos dióxido de carbono y metano) vayan directo a la atmósfera y por otro les saca provecho transformándolos en energía. Lo mismo con el líquido: mediante un sistema de impermeabilización de los rellenos evita que se filtren y contaminen las napas y, un vez saneados, les atribuye una utilidad.
A través de dos sistemas de cañerías en el interior de los rellenos los gases y los líquidos son captados por separado y destinados a las usinas donde se los procesa.
En el caso de los gases, o “biogás” como dicen los expertos, se lo somete a una depuración para extraerle la humedad y las partículas sólidas, se lo quema en unas usinas que trabajan las 24 horas y mediante un alternador se convierte el movimiento generado en energía.
Luego, la energía es conducida por un electroducto de 12 kilómetros por debajo del río Reconquista, Camino del Buen Ayre y el arroyo Güemes, hasta la subestación Rotonda, en José León Suárez, y empalma con el sistema interconectado nacional, desde donde abastece el consumo promedio de 25.000 hogares.
Los lixiviados, por su parte, son tratados en cuatro plantas con inmensos piletones llenos de un líquido oscuro y espumoso como cerveza negra. Allí se los somete a una digestión aeróbica, para que bacterias se consuman el material biodegradable, y a un sistema de doble filtración que termina de retener sólidos y bacterias. Lo único que los filtros no alcanzan a depurar es una porción de sales. Por eso el agua no es apta para ser ingerida. Por día se tratan cuatro millones de litros.
Al igual que las plantas que generan energía, las de los lixiviados funcionan todo el día y están prácticamente automatizadas: el personal sólo hace control y mantenimiento.
(Repetto)
(Ciudades del futuro)
En la provincia de Salta existen dos empresas vinculadas con la producción de biogás. Una de ellas se dedica al tratamiento de los residuos sólidos urbanos (RSU) y a todas las tareas complementarias de higiene urbana. Los RSU recolectados por esta empresa en la ciudad de Salta, así como los correspondientes a los departamentos de Vaqueros, La Caldera, Cerrillos y La Merced, se vuelcan en uno de los vertederos de la ciudad de Salta. El tratamiento de estos residuos permitió inaugurar una de las plantas con potencial para generar biogás con el objetivo de reducir la contaminación ambiental de la capital en un 21%. Su función principal es convertir el gas metano en dióxido de carbono, una sustancia menos nociva para el ambiente y que puede ser absorbida por la misma naturaleza. El sistema cuenta con 110 pozos que recorren el vertedero mediante cañerías que finalizan en una antorcha especial para eliminar el gas metano con la quema (Zeitlin, 2011). Por tanto, la empresa genera biogás a partir de la digestión anaeróbica, pero este no recibe uso y se combustiona a través de una antorcha. Sin embargo, la capacidad estimada de producción de biogás alcanza los 1 600 m3/día. 
Otra de las empresas vinculadas a la producción de biogás en la provincia desarrolla actividades de gestión del agua y del saneamiento, así como trata miento de los residuos líquidos tanto en la ciudad de Salta como en otras zonas aledañas. Esta empresa cuenta con 95% de capital público. La planta sur (existe también una planta “norte”) se encuentra en el extremo sureste de la ciudad y consiste en un sistema de módulos que tratan líquidos cloacales de aproximadamente el 88% de los usuarios de la ciudad de Salta Capital y parte de la ciudad de Cerrillos. Esta planta depuradora cuenta con un sistema modelo convencional de lechos percoladores. Los seis biodigestores11 de la planta permiten convertir estos afluentes orgánicos en biogás. Sin embargo, la generación de biogás en esta empresa no se aprovecha como fuente energética. Según estimaciones, habría un potencial de aprovechamiento de alrededor 8 000 m3/día de biogás y más de 2000 t anuales de biosólidos. De la misma forma, los residuos del tratamiento biológico de digestión anaeróbica durante la fase de generación del biogás, utilizables como biofertilizantes, quedan desaprovechados. Esto se debe a un límite normativo que requiere una certificación a nivel provincial de las condiciones de salubridad bioquímicas necesarias para su utilización. Esta certificación no existe en la provincia de Salta, por este motivo, se están conduciendo negociaciones a nivel nacional para encontrar una solución.
Potencial para desarrollar
La provincia de Salta posee un gran potencial bioenergético debido al volumen y a la amplia variedad de fuentes de biomasa seca y húmeda existen te susceptible de ser aprovechada para producir energía renovable. Los primeros estudios disponibles sobre el tema para la provincia han identificado diferentes tipos de recursos de biomasa que podrían ser aprovechados, particularmente en el Valle de Lerma, con fines energéticos y también distintas aplicaciones, procesos y tecnologías para ser aplicadas (Manrique et al., 2008; Manrique et al., 2009a, b, c, d; Manrique et al., 2010a, Manri que et al., 2010b). Asimismo, Manrique et al. (2011) resumen los principales aspectos en los cuales las fuentes de biomasa disponibles en el Valle de Lerma podrían generar impactos positivos promoviendo sistemas energéticos más sustentables. Además, Manrique y Franco (2012) analizan, en el municipio de Coronel Moldes de la provincia de Salta, la cantidad y el tipo de las demandas energéticas factibles de ser cubiertas con los recursos de biomasa disponibles: residuos agrícolas (tabaco criollo, Virginia y ají) y biomasa anual de eco sistemas naturales (Chaco, Yungas y arbustales) y concluyen que su planificación y manejo permitiría satisfacer objetivos energéticos locales concretos. En otras investigaciones más recientes, Man rique (2013, 2014) evalúa el nivel de aporte que la biomasa del Valle de Lerma (centro de la provincia) podría realizar en cuanto instrumento estratégico para la implementación de sistemas energéticos más sustentables. Para ello, estudia y mide los indicadores fundamentales de los tres sistemas bioenergéticos (SB)considerados más importantes: el SB “A” de aprovechamiento de RSU en un relleno sanitario regional para la generación de biogás, el SB “B” de aprovechamiento de leña de acacias para calor de proceso (o para generación de electricidad a pequeña escala) y el SB “C”, conformado por el aprovechamiento de residuos agrícolas (res tos de cultivos de tabaco Virginia, criollo y ají). Cada SB obtuvo un índice de sustentabilidad que osciló entre “aceptable” y “alto”, según la escala definida. Uno de los estudios más completos sobre la producción y el consumo de combustibles biomásicos en la provincia de Salta es el desarrollado por FAO. FAO (2016) aplicó la metodología de análisis espacial WISDOM (mapeo de Oferta y Demanda Integrada de Dendrocombustibles como método para visualizar espacialmente las áreas prioritarias para argentina y salta: características, potencialidades y marco legal el desarrollo de combustibles leñosos. La metodología WISDOM está basada en los Sistemas de Información Geográfica (SIG), que permiten integrar y analizar información estadística y espacial sobre la producción (oferta) y consumo (demanda) de combustibles biomásicos (leña, carbón vegetal, residuos de cosecha, residuos de la foresto-agroindustria, entre otros). Adicionalmente, en el caso de Salta se desarrolló otro módulo sobre oferta de biomasa húmeda que estima el potencial productivo de biogás en toneladas equivalentes de petróleo (tep) para establecimientos bovinos (feedlots y tambos), porcinos y para la vinaza. El módulo de oferta describe la biomasa que se encuentra en campo (oferta directa) y la que resulta de un proceso de transformación industrial a partir del residuo o subproducto (oferta indirecta). Para contabilizar la oferta directa de biomasa en la provincia se consideraron los residuos factibles de aprovechamientos energéticos correspondientes al bosque nativo y a los cultivos de caña de azúcar, algodón, banano, tabaco, forestaciones, cítricos, vid y olivos sin contemplar los residuos de cosecha de soja, maíz, trigo y girasol, que se mantienen en el suelo para su fertilidad y estructura. Teniendo en cuenta estos factores, se estimó que la oferta directa se compone un 94,6% de bosque nativo, un 3,8% de la caña de azúcar, un 0,6% de algodón mientras que el tabaco Virginia, la banana, las forestaciones, la vid, los cítricos y los olivos concentran al 1,1% del total. Una característica de la disponibilidad de estos recursos biomásicos es su gran dispersión territorial concentrándose principalmente en las zonas del centro y norte de Salta y proviene, en particular, de las zonas chaqueñas y de las Yungas (FAO, 2016). Los departamentos con la mayor oferta de bosque nativo son Rivadavia, Anta y General San Martín con un total de 3 676 838 t/año. La biomasa proveniente de los cultivos alcanza al 6,3% del total de la oferta de biomasa directa total y se concentra principalmente en los departamentos de Orán (269390 t/año),
Anta (38677 t/año) y General Güemes (33642 t/ año). Del total de cultivos, los residuos de caña de azúcar constituyen la mayor oferta directa total con potencial biomásico a partir de los residuos de cosechas (RAC) en la provincia que alcanzan las 274 240 toneladas anuales y se concentran principalmente en los departamentos de Orán y General Güemes.
Sin embargo, la oferta directa de biomasa a partir de la utilización de los cultivos y de los bosques nativos se reduce por la dificultad para acceder a estos recursos energéticos y las restricciones legales (áreas naturales protegidas), respectivamente. Esta pérdida se calcula en aproximadamente de 100 000 t de RAC de caña de azúcar siendo más notoria en el departamento de Orán. Las limitaciones viales, las fuertes pendientes y la protección de los márgenes de los ríos también restringen el uso del algodón, las forestaciones, el tabaco Virginia y el banano para fines energéticos en la provincia (FAO, 2016). 
La oferta indirecta de biomasa se determina por residuos o subproductos, como el bagazo, que se genera en los ingenios a partir de la transformación de la caña de azúcar y los residuos de la industria forestal, Teniendo en cuenta estos factores, la oferta indirecta de recursos energéticos en la provincia de Salta proviene principalmente de los ingenios (89,8%) ubicados en los departamentos de Orán y General Güemes, que generan bagazo a partir de caña de azúcar.
Los sectores que demandan energía derivada de la biomasa son altamente heterogéneos en la provincia, tanto cualitativa como cuantitativamente. Por un lado, se encuentran los grandes consumido res industriales que producen energía para su propia producción y para vender a la red y, por el otro, se hallan los consumidores comerciales (panaderías y parrillas) y residenciales que utilizan la leña, el carbón vegetal o los residuos vegetales y animales para cocinar, para provisión de calefacción o agua caliente con fines sanitarios o bien para iluminación.
Considerando los elementos previamente mencionados, se estimó la oferta directa provincial sin limitaciones legales y físicas en 4599636 t/año y la oferta indirecta en 730856 t/año. Por su parte, la demanda actual estimada es de 800704t/ año. En consecuencia, el balance resultante entre la oferta potencial y el consumo actual estimado da un superávit de 4529788 t/año de recursos biomásicos con fines energéticos (FAO, 2016).
Puntos clave
· En la provincia de Salta la participación de la biomasa en la generación de energía es bastante limitada.
· Los principales establecimientos bioenergéticos en la provincia se sitúan uno en el departamento de Orán y otro en la localidad de Campo Santo. También se identificaron dos empresas que producen biogás, pero aún no lo utilizan como fuente energética.
· La mayor producción de bioenergía se de en los ingenios azucareros
· Salta tiene un potencial enorme con respecto al uso de la biomasa
(Agricultura, 2019)
6. ¿Que son los biocombustibles? Realice la clasificación de los mismos. ¿La producción de biocombustibles pone en riesgo la seguridad alimentaria?
Los combustibles sólidos, líquidos o gaseosos producidos a partir de biomasa se denominan biocombustibles. Los biocombustibles son renovables y buenos sustitutos de los combustibles fósiles. La mayoría de los biocombustibles disponibles en el mercado hoy en día están elaborados a partir de plantas. Con frecuencia se utilizan como combustibles para el transporte.
Ciertas plantas están siendo cultivadas específicamente para la producción de biocombustibles
Clasificación:
Los biocombustibles se clasifican en tres grupos: primera generación, segunda generación y tercera generación.
Biocombustibles de primera generación: se producen por medio de tecnología convencional que utiliza azúcar, almidón, aceite vegetal o grasas animales como fuentes. Dado que sus materias primas también son fuentes de alimento, el debate “alimentos vs. combustibles” es un tema mayor dentro de los combustibles de primera generación.
Biocombustibles de segunda generación: Para atender la creciente demanda de biocombustibles se desarrollaron los biocombustibles de segunda generación. Estos biocombustibles se producen a partir de cultivos no destinados a la alimentación o de porciones de cultivos alimentarios no comestibles y considerados como desperdicios, entre ellos los tallos, las vainas, las virutas de madera y las cáscaras de fruta.
De acuerdo con los expertos, los biocombustibles de segunda generación generan mayores ahorros en emisión de gases de efecto invernadero que los biocombustibles de primera generación. Sin embargo, la producción de biocombustibles de segunda generación es más complicada porque involucra la extracción de materias primas útiles de biomasa leñosa o fibrosa.
Biocombustibles de tercera generación: corresponde a aquéllos que se producen a partir de algas. La producción de aceite o combustible de algas conlleva la fermentación del carbohidrato del alga.
Los biocombustibles de segunda y tercera generación también se conocen como biocombustibles avanzados. Un ejemplo deun biocombustible avanzado que todavía se encuentra en desarrollo es el diésel renovable derivado de hidrogenación (HDRD por sus siglas en inglés). El HDRD se produce a partir de grasas animales o aceites vegetales que han sido refinados en refinerías de petróleo. Este combustible puede mezclarse con el petróleo.
Cuando se destinan cultivos a la producción de biocombustible, el primer efecto directo es la reducción de la disponibilidad de alimentos y piensos. Ello provoca un aumento de los precios y una reducción de la demanda de alimentos por parte de las personas pobres. También alienta a los agricultores a incrementar la producción. Tiene, además, efectos de sustitución en el consumo y la producción, una de las razones por las que la subida de precios se transmite a otros cultivos.
Por eso, la producción de biocombustibles de primera generación tiene limitantes debido a que podría amenazar el suministro de alimentos y la biodiversidad.
(Beta analitytic)
(Biocombustibles y seguridad alimentaria)
7. Describa cuáles son las ventajas y desventajas de usar bioetanol en vez de nafta. Describa cuáles son las ventajas y desventajas de usar biodiesel en vez de diésel.
Las principales ventajas de usar etanol en lugar de gasolina son las siguientes:
· Al ser renovable, el etanol permite disminuir la dependencia del petróleo, lo que mejora la seguridad energética de los países. Esto es aún más importante para los países no productores de petróleo, dado que la mayoría de este se encuentra en zonas de alta inestabilidad política, como el Medio Oriente, y que la tendencia de los precios es continuar aumentando o manteniéndose elevados.
· El etanol, al ser un oxigenante de las gasolinas, mejora su octanaje de manera considerable, lo que ayuda a descontaminar nuestras ciudades y a reducir los gases causantes del efecto invernadero.
· Al ser un aditivo oxigenante, el etanol también reemplaza a aditivos nocivos para la salud humana, como el plomo y el MTBE, los cuales han causado el incrementado del porcentaje de personas afectadas por cáncer (MTBE) y la disminución de capacidades mentales, especialmente en niños (plomo).
· El octanaje del etanol puro es de 113 y se quema mejor a altas compresiones que la gasolina, por lo que da más poder a los motores.
· El etanol actúa como un anticongelante en los motores, mejorando el arranque del motor en frío y previniendo el congelamiento.
· Aumenta el valor de los productos agrícolas de los que procede, mejorando así los ingresos de los habitantes rurales y, por ende, elevando su nivel de vida.
Las principales desventajas de usar etanol en lugar de gasolina que se le podrían atribuir son:
· El etanol se consume de un 25% a un 30% más rápidamente que la gasolina; para ser competitivo, por tanto, debe tener un menor precio por galón.
· Cuando es producido a partir de caña de azúcar, en muchos lugares se continúa con la práctica de quemar la caña antes de la cosecha, lo que libera grandes cantidades de metano y óxido nitroso, dos gases que agravan el calentamiento global. Esto se solucionaría mecanizando el proceso de cosecha, pero disminuiría el empleo rural, a pesar de las críticas que se han hecho a las condiciones de este.
· Cuando el etanol es producido a partir de maíz, en su proceso de elaboración se está utilizando gas natural o carbón para producir vapor y en el proceso de cultivo se usan fertilizantes nitrogenados, herbicidas de origen fósil y maquinaria agrícola pesada. 
Ventajas del combustible biodiesel frente al diesel
· Al ser de origen vegetal, es un combustible respetuoso con el medio ambiente. La materia prima es ecológica y se produce a partir de semillas cultivadas de diferentes plantas, como la colza, la soja o el girasol. Incluso es posible fabricar biodiesel a partir de aceites reciclados procedentes de la hostelería o de industrias alimentarias.
· No contiene azufre, por lo que no contribuye al efecto invernadero. El azufre es uno de los componentes del gasoil y, aunque en el mercado se pueden encontrar combustibles con baja carga de azufre, estas variantes provocan una pérdida de lubricación que pueden afectar al rendimiento del motor.
· Genera menos emisiones de gases contaminantes y sustancias perjudiciales para la salud, como dióxido de carbono, hollín o benceno.
· Se puede transportar con más facilidad que el diésel y es más biodegradable.
Inconvenientes del combustible biodiesel frente al diesel
· Se solidifica a bajas temperaturas, lo cual hace que se formen cristales que pueden llegar a taponar las tuberías de combustible.
· Pierde parte de sus propiedades a corto plazo, algo que no sucede con los combustibles fósiles.
· Suele resultar más caro que el gasoil, aunque esto depende de su origen y su modo de elaboración.
· No se puede utilizar en todos los motores del mercado. Emplear biodiesel en un motor que no está preparado para ello puede provocar diferentes problemas: desde averías en los inyectores hasta daños más graves en la parte interna del motor (pistones, bielas, árbol de levas, etc.).
(Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura )
8. Clasifique los combustibles en renovables, no renovables y artificiales y brinde las principales características de cada uno.
	Combustibles
	 
	Características
	Renovables
	Bioetanol
	Provienen de la biomasa, son limpios y reducen la contaminación del aire y disminuyen las emisiones de gases de efecto invernadero
	
	Biodiesel
	
	
	Biogás
	
	
	Desechos de la madera
	
	
	Desechos de agricultura
	
	No renovables
	Petróleo
	se han fosilizado como restos de seres vivos o residuos de éstos, se encuentran en la naturaleza, no son creados por el hombre
	
	Carbón
	
	
	Gas natural
Leña
	
	Artificiales
	Kerosén
	Recibe alguna modificación o intervención por parte del hombre para que la energía que desprende sea mayormente aprovechada para algún fin.
	
	Naftas
	
	
	Fuel- oíl
	
	
	Gas oíl
	
	
	GLP
	
	
	Diesel
Coque
Briquetas
Pellets
Carbón de leña
	
(IICA)
9. Clasifique los carbones y confeccione una tabla en base a las siguientes características:
a. Por el contenido de humedad
b. Por el contenido de volátiles
c. Por el poder calorífico
Características (MUÑOZ DOMÍNGUEZ Marta, 2014):
	Carbones 
	Características
	
Lignitos
	Después de la turba, es el carbón con menor carbono fijo, mayor contenido en humedad y, por tanto, menor poder calorífico inferior. Se usa principalmente en centrales de producción de energía eléctrica aunque es considerado un carbón de baja calidad.
	
Sub-bituminosos
	Son carbones de un rango superior al lignito. Tienen menor humedad y menor contenido en volátiles que el anterior. Su formación se produce en condiciones de altas presión y temperatura y no solo debido a la acci6n de bacterias.
	
Bituminosos
	Siguiendo el orden de rango, son los siguientes a los sub-bituminosos. Su formación se produjo en condiciones de presión y temperatura más severas, de forma que se produce cierto craqueo debido a la acción geotérmica. Es considerado un carb6n de alta calidad. Al contener poca humedad y contar todavía con elementos volátiles (ricos en hidrogeno), es el carbón con mayor poder calorífico. La hulla es un carbón bituminoso.
	 
Astrancita
	Es el carbón con mayor composici6n en carbono fijo. Las condiciones en su formación son las más severas de todas las anteriores, Ilegandose a desprender aceites y gases. Es el carbono con menor humedad y con menor contenido en volátiles. Por esto último, su poder calorífico disminuye con respecto a los bituminosos, ya que tienen muy poca proporción de hidrogeno.
Análisis físico
Da
Como podemos ver, la humedad es muy variable según la procedencia del combustible, forma de obtención y almacenaje.
10. ¿Cuáles son los yacimientos de carbón en Argentina?
En Argentina existen yacimientos de carbón, en las provincias de Catamarca, La Rioja, San Juan, Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut. Pero sin lugar a dudas, el yacimiento más importante que concentra el 99% de las reservas del país,es el de Río Turbio, en la provincia de Santa Cruz.
En el caso de Rio Turbio, al carbón  se lo utiliza para producir vapor para generación eléctrica en las usinas San Nicolás, Puerto Nuevo y Bahía Blanca.
A partir de 2019, Yacimientos Carboníferos de Río Turbio, estima producir 360.000 toneladas anuales, para exportar a Chile. Un gran desafío considerando, que la mina ha estado inactiva durante los últimos 15 años.
(El sur del sur, 2019)
11. ¿Cuáles son los productos que se obtienen de la refinación del petróleo?
(Fundacion YPF)
12. Investigue sobre el proceso de producción de petróleo denominado fracking. ¿Cuáles son las cuencas que se explotan con este tipo de proceso en Argentina? ¿Cuáles son las desventajas del proceso de fractura?
Técnica de Fracking
Mediante la inyección de un "fluido de fractura" se abren fisuras microscópicas en la roca, que se apuntalan con granitos de arenas especiales para que no vuelvan a cerrarse. Por los espacios entre los granos de arena, y a lo largo de las fisuras, pueden fluir el gas o el petróleo, incluso de formaciones completamente impermeables.
Normalmente la operación de fractura se inicia una vez que el pozo ha sido "punzado". Es el momento de preparar e inyectar el fluido, formado en un 99,5% por agua y agente de sostén (arenas), y un 0,5% de aditivos químicos (alrededor de una docena).
Al inyectarse el fluido, la arena queda en el interior de las fisuras, impidiendo que se cierren al bajar la presión.
Por esas fisuras comienzan a fluir, primero, el agua excedente de la operación, llamada "agua de retorno" o "flowback" y, más tarde, el gas y el petróleo. Es cuando el pozo entre en producción.
 Hoy, el 25% del gas natural que produce nuestro país proviene de esas formaciones, así como el 8% del petróleo.
Hasta donde se sabe, el recurso existe en forma abundante en dos de las más importantes cuencas hidrocarburíferas del país. Una es la Cuenca Neuquina, que incluye las provincias de Neuquén y partes de Mendoza, La Pampa y Río Negro (en donde se encuentra la ya célebre Formación Vaca Muerta). Otra área importante, y también prometedora, es la Cuenca del Golfo de San Jorge, en la zona de Comodoro Rivadavia, que cuenta con la Formación D-129 y la Formación Aguada Bandera. Otras cuencas, como la Cuyana y la Austral podrían contener recursos no convencionales, aunque aún están pendientes de exploración.
 (iNSTITUTO ARGENTINO DEL PETROLEO Y DEL GAS)
Según el informe publicado por la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Comercio y Desarrollo: 
Las grandes cantidades de agua utilizadas para la fracturación han elevado la preocupación, así como los riesgos de contaminación de las aguas subterráneas y superficiales que generan las operaciones para su extracción. 
También debe tenerse en cuenta la actividad sísmica que plantea esta extracción.
(energias, 2018)
13. Utilice el gráfico del punto de rocío del ácido sulfúrico en los gases de combustión en función del contenido de azufre, explique cómo se utiliza este diagrama y cuál es la información importante que provee.
El esquema me dice hasta qué punto puedo bajar la temperatura para aprovechar el calor de los gases, teniendo en cuenta la cantidad de azufre en el combustible, por debajo de la temperatura mínima mostrada en la gráfica, se sufre de corrosión y habría daños en la instalación.
Entonces podemos determinar, al saber el contenido de azufre en el combustible, el punto de roció del ácido sulfúrico, a que temperatura tendría que ocurrir, y la temperatura mínima de trabajo
Las reacciones que ocurren en la formación de ácido sulfúrico son las siguientes:
S + O2 = SO2
2 S +3 O2 = 2 SO3
H2 + ½ O2 = H2O
SO3 + H2O = H2 SO4
SO2 + H2O + ½ O2 = H2 SO4
14. Construya una tabla con las propiedades de combustibles más utilizados como fuente de energía: gas natural, propano, butano, GLP, nafta (gasolina), kerosén, gas oíl, fuel oíl, metanol, etanol, MTBE, ETBE, aceites, biodiesel, hidrógeno. Las propiedades que se deben describir son: PCI, densidad, dosado estequiométrico, calor latente, temperatura de ebullición, viscosidad y punto de inflamación. Defina cuales son las propiedades importantes de: la composición física, química y comportamiento del combustible en relación con la combustión.
DOSADO ESTEQUIOMÉTRICO: El dosado estequiométrico es la relación entre la cantidad de aire y la de combustible necesario para que se produzca una combustión completa, sin que falte ni sobre comburente.
	
	PCI(MJ/kJ)
	Densidad Kg/m3
	dosado estequiométrico (Kg aire/Kg comba)
	Calor latente (KJ/kg)
	Tº de ebullición (Cº)
	Viscosidad (Cst)
	Tº de inflamación
	Gas natural
	48,71
	0,69 gn, 154 gnc
	16,23
	30 (GNL)
	-162
	n
	-188
	Propano
	46,38
	510 lic. 2,02 gas
	15,72
	95,04
	-42
	N
	-104
	Butano
	45,71
	580 lic. 2,68 gas
	15,5
	80,22
	-6,2
	N
	-60
	GLP Butano40-Propano60
	45,99
	540 lic. 2,28 gas
	15,63
	 
	-17
	N
	 -96,8 a -75,9
	Nafta
	43,53
	705-770 
	14,19
	350
	30-205
	0,65 (a 15º)
	 -40 a -15
	Kerosén
	46,2
	770-840
	 
	 
	160-285
	1,48 (a 40º)
	 35 a 70 
	Gas oíl
	42,69
	840-890
	14,62
	233
	180-370
	49 a 862 (a 40º)
	52 a 96
	Fuel oíl
	41,2104
	960
	 
	 
	340-500
	1,48 (a 40º)
	70 o mas
	Metanol
	19,94
	796
	6,48
	1100
	64,7 ºC
	1,52 (a 20º)
	12
	Etanol
	26,8
	794
	9,02
	854
	78,3 ºC
	0,742 (a 20º)
	13
	MTBE
	 
	740
	 
	 
	55
	0.464 (a 20º)
	-28
	ETBE
	 
	743
	 
	 
	72
	0,47 (a 20º)
	-25
	Biogás
	15,33
	1,23
	5,56
	 
	-160
	N
	700
	Biodiesel
	37,3
	875-900
	12,53
	 
	130
	3,5-4,5 (a 40º)
	más de 100
	Hidrogeno
	119,88
	0,089
	34,58
	 
	-252,7
	N
	585
	https://www.udc.es/export/sites/udc/gem/_galeria_down/congresos/Copinaval_2011_103_-_USO_DE_HIDRxGENO_de_Troya_Calatayud_y_otros_.pdf_2063069294.pdf
	https://upcommons.upc.edu/bitstream/handle/2099.1/3686/34305-1.pdf
	https://www.naturgy.es/servlet/ficheros/1297161366503/FichasGasNaturalOdorizadoSeguridadCast,1.pdf
	https://www.repsol.pe/imagenes/repsolporpe/es/2%20DieselB5_tcm76-84223.pdf
	http://www.tecnicaindustrial.es/tiadmin/numeros/28/34/a34.pdf
	https://upcommons.upc.edu/bitstream/handle/2117/93794/TFF6de6.pdf
15. Explique las distintas etapas de manipulación de un combustible líquido (fuel-oíl) y realice un esquema. Nota: Incluya las etapas de recepción del combustible, almacenamiento, alimentación a quemadores.
Recepción del Combustible: el combustible es recibido generalmente en vagones-tanque o camiones cisterna de baja presión, el valor de presión en estos recipientes debe ser el suficiente para que el líquido pueda salir por la parte inferior e ingresar al tanque de recepción y almacenamiento de la planta. En caso de tener acceso por mar o río es recomendable el empleo de buques-cisterna para el suministro del fluido para el caso de grandes consumos, debido al menor costo de este transporte. Cualquiera sea el medio de llegada del combustible, en cada punto de descarga debe preverse una conexión de vapor con manguera flexible. Esto permite emplear vapor para calefacción del combustible a recepcionar, a través de serpentines en los tanques de transporte y que son usados para combustibles viscosos. En algunos casos los tanques en que se transporta el combustible carece de serpentines de calefacción. El combustible es descargado por un cabezal de descarga que posee el tanque transportador, ubicado en su parte posterior inferior. A este cabezal se conectará una 22 manguera flexible de succión, la que está conectada a bombas accionadas por motores eléctricos o de vapor. Estas mangueras serán de longitud suficiente para cubrir el tramo de descarga y tanques de recepción de la planta, y en el caso de combustibles de alta viscosidad deberán estar provistas también de líneas de vapor para su calefacción y estar cubiertas con aislamiento térmico a prueba de agua. La descarga de un camión cisterna que transporta fuel oíl, se hace por la parte posterior, inyectándose vapor vivo en el caño de descarga por medio de un pico metálico y una manguera flexible. El vapor transfiere su calor latente al combustible fundiéndolo inmediatamentey permitiendo que fluya a otro recipiente donde se almacena para su uso en la planta industrial.
b) Almacenamiento a granel: se realiza en grandes tanques, de construcción resistente a la corrosión, viento y presión estática del fluido. 
Se muestran tanques de almacenamiento con un dique exterior de contención, calculado de forma tal que, en caso de accidente, el combustible derramado no se propague a tanques adyacentes o galpones fabriles.
Comúnmente se dispone de dos o más tanques de almacenamiento, para asegurar un correcto manejo y operación de este sector. Los tanques deben ser construidos sobre 23 bases perfectamente niveladas y compactadas y las líneas deberán poseer flexibilidad para el caso de existir algún tipo de asentamiento.
Los diques de protección deben ser provistos de válvulas para drenar las precipitaciones pluviales, pero el combustible fugado no debe ser drenado. Además, los tanques son provistos de un sistema de líneas de agua contra incendios, las que en caso de uso, atomizan esta sobre la superficie del tanque. Debe también preverse rendijas de ventilación en la parte superior de forma de evitar la sobrepresión en el interior. Al igual que el sistema de recepción, si se opera con fuel-oíl, debe instalarse serpentines interiores de calefacción y líneas de vapor para la cañería que comunica a los recipientes externos con los tanques internos o de día, receptores de combustible dentro de la planta. Estos son tanques pequeños ubicados dentro de la planta y que sirven o son calculados exclusivamente para contener el fluido necesario para un turno o para un día de trabajo. Las bombas y tuberías deben ser calculadas conforme a la cantidad de combustible a manejar y deben ser probadas hidrostáticamente antes de entrar en servicio por primera vez, al igual que los tanques de almacenamiento y de día, puesto que es difícil evitar las fugas una vez que el sistema se ha llenado de combustible. Las cañerías de succión serán provistas de filtros y válvulas de alivio o de recirculación, para que las impurezas que pueda llevar el combustible no dañen a bombas y tuberías. Finalmente debe tenerse en cuenta que los tanques son generalmente pintados en su interior con resina para disminuir la corrosión interior, se instalan una o más purgas en el fondo para drenar el agua de contaminación o condensación y se colocan sistemas de control de temperatura y nivel de combustible en los mismos.
Alimentación a Quemadores: Es muy importante que el suministro de combustible a quemadores no sufra interrupciones, de forma de mantener una combustión estable y constante. La temperatura del combustible del tanque de día o que alimenta las bombas que dan presión al combustible debe ser adecuada para que el mismo fluya libremente. Un exceso de calor puede provocar la vaporización del combustible y esta acumulación de gases son muy peligrosas. Es recomendable que, en el caso de combustibles muy viscosos, tener el recaudo de realizar un pequeño retorno de combustible al tanque de suministro, para mantener todas las líneas calientes, o bien; calefaccionar las cañerías con vapor. Los filtros en la succión de las bombas deberán mantenerse limpios para evitar pérdidas de carga excesivas y por ende, la formación de vapores. Debe preverse una cámara de aire para la acumulación de estos o de aire, esta cámara de aire tiene la función adicional de actuar como compensador de la presión, en caso de que la presión de la bomba aumente, el aire contenido en esta cámara absorbe el exceso de presión por ser compresible, manteniendo constante la presión de la línea y si disminuye la presión de la línea de combustible, el aire de esta cámara devuelve la presión manteniendo la presión de la línea aproximadamente constante. La línea de descarga de las bombas a los quemadores está provista de calentadores adicionales y filtros de descarga en dos líneas en paralelo, como así también de válvulas de control en los quemadores. Con el objeto de mantener estable la temperatura del combustible se recircula una parte del caudal de fuel oíl al tanque de alimentación.
(Apuntes de Catedra)
16. ¿Qué es el gas de alto horno? ¿Cómo se obtiene el gas de alto horno? Mencione sus principales características.
Un gas en un alto horno es un subproducto de la actividad de producción de acero en altos hornos. Generalmente, se emplean con fines de calentamiento en la planta.
Se producen como consecuencia de la combustión del coque y de los gases producidos en la reducción química del mineral de hierro que, en un elevado porcentaje, se recogen en un colector situado en la parte superior del alto horno. Estos gases son, principalmente, dióxido de carbono, monóxido de carbono y óxidos de azufre.
El aire insuflado del horno sale por arriba en forma de gas y llega al extracto de polvo. El gas que es evacuado del alto horno contiene en su gran mayoría monóxido de carbono, el mismo es conducido por tuberías las estufas de precalentamiento del aire, donde es mesclado con aire y se procede a su combustión. En este proceso la rejilla de calentamiento alcanza los 1200 grados, a esta temperatura se desconecta automáticamente el combusto y se conecta la entrada de aire fresco en el calentador, este aire se calienta al entrar en contacto con las rejillas calientes y llega al alto horno como aire caliente optimizando así de esta manera el rendimiento de la combustión en el horno.
(alto horno , 2012)
17. ¿Qué son las condiciones explosivas de un combustible?
 Las condiciones explosivas hacen referencia a lo que se denomina ATEX (atmosfera explosiva), La cual se entiende por atmósfera explosiva la mezcla con el aire, (en condiciones atmosféricas normales), de sustancias inflamables en forma de gases, vapores, nieblas o polvos, en la que, tras una ignición, la combustión se propaga a la totalidad de la mezcla no quemada. 
 Las condiciones para que se produzca una explosión se dan cuando los elementos están en las proporciones adecuadas, por ejemplo, si hay demasiado oxigeno o una proporción demasiado elevada de combustible puede no producirse la explosión. Para que se forme una atmósfera explosiva, la concentración de gases, vapores, nieblas o polvos inflamables en aire debe estar comprendida entre los siguientes límites: 
 Límite inferior de explosividad: Concentración de oxígeno y combustible en la que no se produciría la explosión por falta de combustible. Hay poco combustible y demasiada concentración de oxígeno para que se pueda producir la explosión.
Límite Superior de explosividad: Concentración de oxígeno y combustible en la que no se produciría la explosión por falta de oxígeno. Hay poco oxígeno y demasiado combustible como para que se pueda producir la explosión. (Manual atmoferas explosivas, s.f.)
18. ¿Qué es el gas licuado de petróleo?
El Gas Licuado de Petróleo (G.L.P.) es la mezcla de gases condensables provenientes del proceso de refinación del petróleo, también se origina de la producción y procesamiento del gas natural, este último energético se está convirtiendo en la principal fuente del G.L.P. en los países productores de hidrocarburos. El mismo es inodoro e incoloro, pero se le adiciona un odorizante (etil mercaptano) que le otorga un olor pestilente para posibilitar su identificación en caso de fugas. Los tipos de G.L.P. dependen de los componentes, puede ser solo propano, solo butano o una mezcla de ambos y en menor proporción también están presentes etileno, propileno, butileno, pentano, entre otras sustancias.
19. ¿Qué es el gas de refinería?
Es el gas no condensable surgido de la refinación del petróleo crudo. Está compuesto principalmente de hidrógeno, metano y etano y se empleado mayoritariamente en el mismo proceso de refinación.
(Ege haina)
20. ¿Qué es el gas de minas de carbón?
El gas de las minas de carbón se denomina grisú, es capaz de crear atmósferas explosivas, el metano se convierte en el componente con mayor presencia en la formación de grisú, aunque dependerá de los yacimientos que podamos localizar otros gases tales comoel metano, dióxido de carbono, y en menor proporción hidrógeno, helio y argón.
El origen del grisú es el mismo que el del carbón, de hecho, la mayor parte del grisú en torno a un 95% se encuentra absorbido sobre la superficie interna del carbón, el resto, aproximadamente un 5% lo encontramos en grietas, fisuras y fracturas existentes en el interior de la capa y del propio carbón.
Partiendo de una perspectiva donde prima la seguridad, las propiedades a destacar del grisú son su inflamabilidad y su densidad, que dependerán de la cantidad de metano presente.
(ac prevencion, 2014)