Diagnóstico de las centrales termoeléctricas en Colombia y evalua

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Universidad de La Salle Universidad de La Salle 
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle 
Ingeniería Ambiental y Sanitaria Facultad de Ingeniería 
1-1-2007 
Diagnóstico de las centrales termoeléctricas en Colombia y Diagnóstico de las centrales termoeléctricas en Colombia y 
evaluación de alternativas tecnológicas para el cumplimiento de evaluación de alternativas tecnológicas para el cumplimiento de 
la norma de emisión de fuentes fijas la norma de emisión de fuentes fijas 
Cristina López López 
Universidad de La Salle, Bogotá 
Mónica Viviana Sánchez Quitián 
Universidad de La Salle, Bogotá 
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Citación recomendada Citación recomendada 
López López, C., & Sánchez Quitián, M. V. (2007). Diagnóstico de las centrales termoeléctricas en 
Colombia y evaluación de alternativas tecnológicas para el cumplimiento de la norma de emisión de 
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DIAGNÓSTICO DE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS EN COLOMBIA Y 
EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS PARA EL CUMPLIMENTO DE 
LA NORMA DE EMISIÓN DE FUENTES FIJAS 
 
 
 
 
 
 
 
 
CRISTINA LOPEZ LOPEZ 
41011082 
MONICA VIVIANA SANCHEZ QUITIAN 
41011162 
 
 
 
 
 
 
DIRIGIDO A 
CONSEJO DE FACULTAD 
 
 
 
 
 
UNIVERSIDAD DE LA SALLE 
FACULTAD DE INGENIERÍA AMBIENTAL Y SANITARIA 
 JUNIO DE 2007 
 
DIAGNÓSTICO DE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS EN COLOMBIA Y 
EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS PARA EL CUMPLIMENTO DE 
LA NORMA DE EMISIÓN DE FUENTES FIJAS 
 
 
 
 
 
 
CRISTINA LOPEZ LOPEZ 
41011082 
MONICA VIVIANA SANCHEZ QUITIAN 
41011162 
 
 
 
 
 
Trabajo de grado para optar por el título de Ingeniera Ambiental y Sanitario 
 
 
 
Director 
Ing. GABRIEL HERRERA 
 
 
 
 
UNIVERSIDAD DE LA SALLE 
FACULTAD DE INGENIERÍA AMBIENTAL Y SANITARIA 
JUNIO DE 2007 
 
 
 
 
 
 
 
Gracias al ser supremo por la energía dada, 
para continuar mi vida y 
poder demostrar que todo lo que 
nos proponemos lo podemos lograr. 
A mis padres por su apoyo incondicional 
y su manera de darme lecciones de vida. 
A mis abuelos y hermanos por la confianza 
depositada y sus ganas de forjar un mejor mañana. 
A mi hermanita menor, porque a pesar de la distancia 
e inconvenientes, siempre es un punto de apoyo. 
A mi gran amiga Mónica Sánchez por su comprensión y 
calma en momentos de euforia. 
A ti por ser la fuente de mi inspiración. 
A todos aquellos que nos colaboraron e hicieron 
posible la realización de este proyecto. 
 
 
 
Cristina López López 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Despacito y con buena letra: que el hacer las cosas bien importará mas que el 
hacerlas. 
Antonio Manchado 
 
A mis padres por ser mis mayores motivadores, por su esfuerzo desmedido y 
confianza incondicional en mi, los amo profundamente 
A mis hermanas Juanita y Adry, por ser mi ejemplo y soporte 
A mis tíos por su apoyo y respaldo en todos los aspectos de mi vida 
A toda mi gran familia 
A Cris por su paciencia y buena energía 
A mis amigos por convertir en buenos, los malos momentos 
 
Mónica Sánchez Quitian 
 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
Las autoras expresan sus agradecimientos: 
 
 
Al Ingeniero Gabriel Herrera, director de la pasantia en la Universidad de la Salle, por 
toda su colaboración y disposición en el trabajo realizado y sus valiosas orientaciones. 
 
Al Ingeniero Helver Reyes asesor del Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo 
Territorial en la Dirección de Desarrollo Sectorial Sostenible por su ayuda e 
incondicional colaboración. 
 
Al Ingeniero Camilo Guaqueta, decano de la Facultad de Ingeniería Ambiental y 
Sanitaria, por su orientación y apoyo. 
 
Al Ingeniero Cesar Buitrago, director actual de la Dirección de Desarrollo Sectorial 
Sostenible del Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, por su valiosa 
oportunidad para el desarrollo de este proyecto. 
 
Al Ingeniero Alexander Valencia por su acompañamiento, la paciencia y buena actitud 
en los malos momentos del proyecto. A los Ingenieros Rodrigo Suárez y Henry Torres 
por sus aportes y colaboración en cada momento. 
 
Al Ingeniero Mauricio Molano, Director de la Subdirección de Información de la Unidad 
de Planeación Minero Energética UPME, por el suministro de la información tan 
valiosa y oportuna. 
 
Al Ingeniero Camilo Torres por la ubicación y orientación de la información solicitada 
en la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG. 
 
 
A todos los funcionarios del Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y 
del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, por su colaboración 
durante el desarrollo de este proyecto. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TABLA DE CONTENIDO 
 
 
RESUMEN .......................................................................................................17 
ABSTRACT......................................................................................................17 
INTRODUCCIÓN .............................................................................................18 
1 OBJETIVOS..................................................................................................20 
1.1 OBJETIVO GENERAL ..............................................................................20 
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.....................................................................20 
2. MARCO TEORICO ......................................................................................21 
2.1 GENERALIDADES SOBRE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS...21 
2.1.1. Tecnologías de Generación Termoeléctrica..........................................23 
2.1.1.1 Turbinas a Vapor en Ciclo Rankine .....................................................24 
2.1.1.3. Turbinas a gas en ciclo simple............................................................25 
2.1.1.3 Turbinas a gas en ciclo Stig.................................................................26 
2.1.1.4 Ciclo Combinado..................................................................................27 
2.1.1.5 Eficiencia Térmica................................................................................28 
2.1.2. Tipos de combustibles ...........................................................................28 
2.2 CONTAMINANTES ATMOSFÉRICOS PRODUCIDOS POR LAS 
CENTRALES TERMOELECTRICAS………....................................................29 
2.2.1. Contaminantes Atmosféricos producidos por las centrales termoeléctricas
.........................................................................................................................30 
2.2.1.1 Material Particulado .............................................................................31 
2.2.1.2 Óxidos de Azufre SOX..........................................................................31 
2.2.1.3 Óxidos de Nitrógeno NOx ....................................................................32 
2.2.1.4 Monóxido de Carbono..........................................................................32 
2.2.1.6 Compuestos Orgánicos Volátiles VOC................................................332.2.1.7 Efectos en la Salud. .............................................................................33 
2.3 METODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS EMISIONES 
ATMOSFÉRICAS.............................................................................................33 
2.3.1 BALANCES DE MASA............................................................................35 
2.3.2 FACTORES DE EMISIÓN ......................................................................36 
2.3.3. MEDICIÓN DE LAS EMISIONES ..........................................................38 
2.4 MARCO LEGAL DE LA CONTAMINACIÓN DEL AIRE ............................41 
2.4.1. DECRETO 02 DE 1982 .........................................................................42 
2.4.2. DECRETO 1697 DE 1997 .....................................................................46 
2.4.3. PROYECTO DE NORMA DE EMISIÓN DE CONTAMINANTES 
ATMOSFERICOS. ...........................................................................................46 
2.4.4 LICENCIAS AMBIENTALES...................................................................47 
3. METODOLOGIA PARA LA ELABORACIÓN DEL PROYECTO..................49 
4. DIAGNOSTICO DE LAS EMISIONES ATMOSFÉRICAS EN LAS CENTRALES 
TERMOELÉCTRICAS COLOMBIANAS..........................................................52 
4.1. GENERALIDADES DE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS. .........55 
4.1.1 CARACTERÍSTICAS DEL COMBUSTIBLE UTILIZADOS EN LAS 
CENTRALES TERMOELÉCTRICAS...............................................................58 
 
4.2. REVISIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN CONSULTADA ............59 
4.2.1. PRESENTACIÓN DE LOS INFORMES A LA AUTORIDAD AMBIENTAL 
COMPETENTE ................................................................................................59 
4.3 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A CARBÓN.....................................61 
4.3.1 ANÁLISIS DE EFICIENCIA Y GENERACIÓN DE ENERGÍA................61 
4.3.2. ESTADO DE EMISIONES ATMOSFÉRICAS........................................61 
4.3.2.1 Material Particulado. ............................................................................64 
4.3.2.2 Óxidos de Azufre. ................................................................................67 
4.3.3.3 Óxidos de Nitrógeno. ...........................................................................70 
4.3.3 Emisión de Contaminantes de acuerdo a la Generación .......................72 
4.4 ANÁLISIS DE LAS EMISIONES EN LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS 
A GAS NATURAL ............................................................................................73 
4.4.1. Material particulado................................................................................76 
4.4.2. Óxidos de azufre. ...................................................................................77 
4.4.3. Óxidos de Nitrógeno ..............................................................................77 
4.4.4. COMPARACIÓN DE DATOS REPORTADOS CON LOS ESTIMADOS.79 
4.5. EVALUACIÓN DEL CUMPLIMENTO DE LAS NORMAS ........................81 
4.5.1. CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A CARBÓN.................................82 
4.5.2 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A GAS NATURAL........................88 
5.1 ALTERNATIVAS DE MEJORAS TECNOLÓGICAS Y DE MATERIA PRIMA
.........................................................................................................................94 
4.5.1.2 Comparación con otras normas...........................................................83 
5.1.1. MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DEL COMBUSTIBLE ...................95 
5.1.2 INSTALACIÓN DE QUEMADORES DE BAJO NOX..............................99 
5.2 EQUIPOS DE CONTROL PARA LAS EMISIONES ATMOSFERICAS...101 
5.2.1 EQUIPO DE CONTROL PARA EL MATERIAL PARTICULADO .........101 
5.2.2 EQUIPO DE CONTROL PARA LOS ÓXIDOS DE AZUFRE................104 
5.2.3 EQUIPO DE CONTROL PARA EL OXIDO DE NITROGENO..............109 
6. EVALUACION ECÓNOMICA PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA PROPUESTA 
DE NORMA DE EMISIONES FUENTES FIJAS. ...........................................116 
6.1 EVALUACIÓN PARA MATERIAL PARTICULADO .................................116 
6.1.1 COSTOS DE PRECIPITADOR ELECTROSTATICO SEGÚN ESCENARIO 
UNO ...............................................................................................................116 
6.1.1.1 Evaluación de costos del mejoramiento de la calidad del carbón .....117 
6.1.1.2 Evaluación de costos del mantenimiento correctivo de los precipitadores 
electrostaticos. ...............................................................................................118 
6.1.2 EVALUACIÓN DE COSTOS DE PRECIPITADORES ELECTROSTÁTICOS 
SEGÚN EL ESCENARIO DOS......................................................................119 
Tabla 6.4 Rango de costos de un precipitador electrostático seco tipo placa-
alambre ..........................................................................................................120 
6.1.2.1 Comparación de los dos escenarios..................................................121 
6.1.3 Comparación de los dos escenarios.....................................................129 
6.2 EVALUACIÓN PARA ÓXIDOS DE AZUFRE...........................................122 
6.3 EVALUACIÓN PARA ÓXIDOS DE NITROGENO ...................................126 
6.3.1 Evaluación de costos de mejora tecnológicas para nox según el escenario 
uno. ................................................................................................................126 
6.3.2 Evaluación de costos de mejora tecnológicas para nox según el escenario 
dos. ................................................................................................................128 
6.4 EVALUACIÓN DE COSTO TOTAL POR CADA CENTRAL 
TERMOELÉCTRICA. .....................................................................................130 
CONCLUSIONES ..........................................................................................133 
RECOMENDACIONES..................................................................................138 
BIBLIOGRAFIA ..............................................................................................141 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
 
Figura 2.1 Ciclo Rankine de una turbina a vapor.............................................24 
Figura 2.2 Ciclo simple de una turbina a gas...................................................25 
Figura 2.3. Ciclo Stig de una turbina a gas.....................................................26 
Figura 2.4. Ciclo Combinado ...........................................................................27 
Figura 2.5. Proceso de combustión .................................................................36 
Figura 4.1 Ubicación de las centrales termoeléctricas en Colombia ...............57 
Figura 5.1. Precipitador Electrostatico ...........................................................102 
Figura 5.2 Esquema de torres de absorción................................................107 
Figura 5.4 Diagrama de flujo del proceso SCR .............................................113 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE TABLAS 
 
 
Tabla 2.1 Combustible empleado por tipo de tecnología ................................29 
Tabla 2.2 Emisión de contaminantes de acuerdo al combustible empleado...30 
Tabla 2.3 Clasificación de los factores de emisión..........................................38 
Tabla 2.4 Procedimiento para el muestreo isocinético. ...................................40 
Tabla 2.5 Factores de modificación de la norma de emisión de fuentes fijas. 43 
Tabla 2.6 Normas de emisión de partículas para calderas a base de carbón.43 
Tabla 2.7 Ecuaciones de la norma de emisión de material particulado para 
calderas a base de carbón...............................................................................44Tabla 2.8 Factores de corrección de las normas de emisión de material 
partículado para calderas a base de carbón....................................................45 
Tabla 2.9 Altura mínima requerida para emisión de óxidos de azufre en calderas 
a base de carbón. ............................................................................................46 
Tabla 2.10 Estándares de emisión admisibles de contaminantes al aire según la 
propuesta de norma.........................................................................................47 
Tabla 4.1 Centrales termoeléctricas en Colombia de estudio. ........................56 
Tabla 4.2 Características promedio del carbón empleado para la generación de 
energía en Colombia........................................................................................58 
Tabla 4.3. Características típicas del gas natural en Colombia.......................58 
Tabla 4.4. Datos de generación de energía y de eficiencia en las unidades a 
carbón para el año 2006. .................................................................................62 
Tabla 4.5 Valores de emisión reportados. .......................................................63 
Tabla 4.6 Posición de quemadores en calderas con base a carbón. ..............63 
Tabla 4.7 Valores estimados de emisión de contaminantes. ..........................64 
Tabla 4.8 Eficiencia de los precipitadores electrostáticos. ..............................65 
Tabla 4.9 Valores reportados para material particulado en unidades de 
concentración...................................................................................................67 
Tabla 4.10 Valores reportados para óxidos de azufre en unidades de 
concentración...................................................................................................69 
Tabla 4.11 Altura de chimenea. .......................................................................69 
Tabla 4.12 Valores reportados para óxidos de nitrógeno en unidades de 
concentración...................................................................................................72 
Tabla 4.13 Emisión de contaminantes por capacidad instalad de generación00.
.........................................................................................................................72 
Tabla 4.14 Eficiencias de las centrales termoeléctricas a gas ........................75 
Tabla 4.15 Valores de emisión en las centrales termoeléctricas a gas...........80 
Tabla 4.16 Valores límites permisibles en países Latinoamericanas. .............81 
Tabla 4.17 Norma de emisión de partículas según el Decreto 02 de 1982....82 
Tabla 4.18 Valores de emisión de contaminantes de acuerdo a la Guía del Banco 
Mundial.............................................................................................................83 
Tabla 4.19 Comparación con los valores de la Guía del Banco Mundial ........83 
Tabla 4.20 Comparación con propuesta de norma nacional de emisión por 
fuentes fijas. .....................................................................................................84 
Tabla 4.21 Comparación con normas internacionales ....................................88 
Tabla 4.23. Comparación con normas de emisión Latinoamericanas............91 
Tabla 5.1 Porcentajes de remoción para cumplimiento de propuesta de norma
.....................................................................................................................0093 
Tabla 5.2 Características promedio del carbón. ..............................................97 
 
Tabla 5.3. Características promedio del carbón según las mezclas propuestas0
.........................................................................................................................96 
Tabla 5.4. Porcentajes de disminución de la emisión de material particulado con 
la mejora de calidad de combustible................................................................99 
Tabla 5.5. Porcentajes de disminución de la emisión de óxido de azufre. ......99 
Tabla 5.6 Disminución de emisiones con quemadores de bajo NOx ............100 
Tabla 5.7 Porcentajes de remoción para NOx y la tecnología a emplear. ....115 
Tabla 6.1 Costo de incremento debido al transporte de carbón....................117 
Tabla 6.2 Costos de mantenimiento correctivo de los Precipitadores 
Electrostáticos................................................................................................118 
Tabla 6.3 Costo de inversión para el escenario uno. ....................................119 
Tabla 6.5 Costos promedio de Precipitadores Electrostáticos tipo placa-alambre.
.......................................................................................................................121 
Tabla 6.6 Rango de costos de una torre de absorción..................................124 
Tabla 6.7 Costos estimados de Torres de absorción para control de óxidos de 
azufre. ............................................................................................................125 
Tabla 6.8. Combinación necesaria para cumplimiento de propuesta de norma
.................................................................................................................012627 
Tabla 6.9. Costos promedios de quemadores de bajo NOx..........................127 
Tabla 6.10 Costos promedios de controles post-combustión para NOx. SCR y 
SNCR .............................................................................................................127 
Tabla 6.11. Costos promedios totales para el escenario dos........................128 
Tabla 6.12. Costos de Controles post-combustión para NOx. SCR y SNCR128 
Tabla 6.13 Costo Total promedio por central termoeléctrica…………….131 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE GRAFICAS 
 
 
 
Gráfica 4.1 Demanda de energía en los últimos seis años en Colombia. .......51 
Gráfica 4.2 Generación de energía de acuerdo al recurso empleado.............52 
Gráfica 4.3 Consumo de gas natural en centrales termoeléctricas del año 2001 al 
2006. ................................................................................................................53 
Gráfica 4.4 Consumo de carbón en centrales termoeléctricas del año 2001 al 
2006 .................................................................................................................53 
Gráfica 4.5. Emisiones de material particulado en centrales termoeléctricas a 
carbón. .............................................................................................................65 
Grafica 4.4 Emisión de óxidos de azufre en centrales a carbón .....................67 
Gráfica 4.5 Emisiones de Óxidos de nitrógeno en centrales termoeléctricas a 
carbón ..............................................................................................................70 
Gráfica 4.6. Curva de arranque en frío. Turbina a gas ciclo simple. ...............73 
Gráfica 4.7 Curva de arranque en frío. Central en ciclo combinado................73 
Gráfica 4.8 Emisiones de Material Particulado en centrales a gas. ................75 
Gráfica 4.9. Emisiones de Óxidos de Azufre centrales a gas..........................76 
Gráfica 4.10 Emisiones de Óxidos de Nitrógeno centrales a gas natural .......77 
Grafica.4.11 Comparación de emisión reportada de MP con la propuesta de 
norma ...............................................................................................................84 
Grafica.4.12 Comparación de emisión reportada de SOx con la propuesta de 
norma. ..............................................................................................................85 
Grafica.4.13 Comparación de emisión reportada de NOx con la propuesta de 
norma. ..............................................................................................................86 
Grafica. 4.14Comparación de emisión reportada de material particulado con la 
propuesta de norma. ........................................................................................89Grafica. 4.15 Comparación de emisión reportada de SOx con la propuesta de 
norma. ..............................................................................................................89 
Grafica. 4.16 Comparación de emisión reportada de NOx con la propuesta de 
norma. ..............................................................................................................90 
Gráfica 6.1 Comparación de costos de capital de los dos escenarios ..........121 
Gráfica 6.2 Comparación de costos de operación y mantenimiento de los dos 
escenarios......................................................................................................122 
Gráfica 6.3 Comparación de costos de capital de los dos escenarios para NOx
.......................................................................................................................128 
Gráfica 6.4 Comparación de costos de operación y mantenimiento de los dos 
escenarios......................................................................................................129 
Gráfica 6.5 Costo Total promedio por central termoeléctrica ........................130 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE ANEXOS 
 
 
ANEXO 1.Formato de recolección de información para las centrales 
termoeléctricas en Colombia. ........................................................................145 
ANEXO 2. Factores de emisión y estimación de emisiones..........................148 
ANEXO 3. Estimación del porcentaje de eficiencia de remoción de los actuales 
precipitadores electroestáticos. .....................................................................155 
ANEXO 4. Cálculo de la norma de emisión para calderas a base de carbón, 
Decreto 02 de 1982........................................................................................157 
ANEXO 5. Propuesta de norma de emisión de fuentes fijas. .......................161 
ANEXO 6.Estimación de porcentaje de remoción para cumplimiento de propuesta 
de norma. .......................................................................................................178 
ANEXO 7.Propuesta mejoramiento del carbón y costos ...............................181 
ANEXO 8.Proyección de costos para el año 2007 ........................................192 
ANEXO 9.Estimación de costos de precipitadores electrostaticos................195 
ANEXO 10.Estimación de costos para control de SOx .................................200 
ANEXO 11.Estimación de costos para control de NOx .................................205 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Nota de aceptación 
 
 
_____________________________ 
_____________________________ 
 
_____________________________ 
 
_____________________________ 
 
 
 
 
 
 
 
 
_____________________________ 
 Director de tesis 
 
 
 
 
 
 
_____________________________ 
 Jurado 
 
 
 
 
 
 
_____________________________ 
 Jurado 
 
 
 
 
 
 
Bogotá D.C.; Julio de 2007 
 
 
 
RESUMEN 
 
El proyecto se encuentra enfocado en el diagnóstico de emisiones de las centrales 
termoeléctricas en Colombia, evaluando el cumplimiento de la norma de emisión 
actual, el Decreto 02 de 1982 y la propuesta de norma de emisión de contaminantes a 
la atmósfera, según la versión de Marzo de 2007, que se esta adelantando por el 
Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, esto con el fin de obtener una 
cuantificación de los contaminantes atmosféricos típicos en el sector y dar alternativas 
de solución para el cumplimento normativo y la disminución de posibles impactos 
ambientales que se están presentando en el área de influencia de cada una de las 
centrales termoeléctricas; logrando esto por medio alternativas preventivas y 
correctivas que se encuentren a las necesidades del sector y que cumpla con los 
requerimientos de la autoridad ambiental; con esto se pretende mejorar la calidad de 
vida y del ambiente a los lugares cercanos a las plantas. 
 
ABSTRACT 
 
This project is based on the diagnosis of thermopower plants in Colombia. It evaluates 
the power plant compliance with the current standard, Decreto 02 de 1982 and the 
standard proposal for polluting atmospheric emissions, which is a draft from the 
Ministerio de Ambiente Vivienda y Desarrrollo Territorial (March 2007 version). Our 
goal is to quantify the typical atmospheric pollutants in this sector and give solutions to 
make them standard compliance, which means a significant decrease in environmental 
impact that affects the surrounding thermopower plants area. In order to achieve this, 
preventive and corrective methods or alternatives would be applied, according to the 
sector needs and environmental requirements. Finally, our main goal is that this 
document became a basement about polluting atmospheric emissions of the 
thermopower plants. 
 
INTRODUCCIÓN 
 
Los efectos de la contaminación del ambiente inciden principalmente en la salud y 
calidad de vida de los seres humanos, la insostenibilidad en la explotación de los 
recursos naturales así como el atraso en el manejo de los residuos producidos por las 
actividades humanas incrementa el problema. 
 
La generación de energía por medio de centrales termoeléctricas aporta un porcentaje 
importante de la contaminación atmosférica en el país, según el CONPES 3344 las 
termoeléctricas se ubican en el tercer sector contaminante en Colombia y estas solo 
producen el 33% de la energía total abastecida en el país. 
 
Este proyecto se adelanta en el marco de la modificación de la normatividad de 
fuentes fija, por parte del Ministerio de Ambiente Vivienda y Desarrollo territorial –
MAVDT- y tiene como objeto el desarrollo de un soporte técnico para el 
establecimiento de los nuevos límites de emisión en el sector de generación térmica 
de energía. 
 
Para el desarrollo del proyecto se realizo el diagnóstico de las centrales 
termoeléctricas en Colombia, con el fin de evaluar las emisiones atmosféricas del 
sector, su cumplimento con la legislación actual vigente, Decreto 02 de 1982 del 
Ministerio de Salud, y la viabilidad o estrategias de estas para el cumplimiento de los 
nuevos niveles de emisión de contaminantes a la atmósfera. Con base en el 
diagnostico se generaron propuestas técnico-económicas para aquellas 
termoeléctricas que no cumplan con los nuevos limites de emisión, estas propuestas 
buscan facilitar al sector el cumplimiento normativo. 
El proyecto deja las bases para la generación de estudios similares, en otros sectores 
industriales que permitan el cumplimiento de las normas y faciliten a las industrias la 
elección de alternativas de control. 
 19
1. OBJETIVOS 
 
 
1.1 OBJETIVO GENERAL 
 
Elaborar el diagnóstico de las centrales termoeléctricas en relación con sus emisiones 
atmosféricas y establecer los aspectos técnicos y económicos para su reducción y 
cumplimiento de estándares establecidos en la propuesta técnico-jurídica de 
regulación para fuentes fijas. 
 
 
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 
 
• Elaborar el diagnóstico de la situación tecnológica y ambiental de las empresas 
asociadas al sector termoeléctrico colombiano. 
 
• Evaluar en forma preliminar, desde el punto de vista tecnológico, ambiental, 
económico y legal, las opciones de reconversión de tecnologías o equipos de control 
de emisiones del sector termoeléctrico nacional para el cumplimiento de la 
normatividad actual, Decreto 02 de 1982 y el escenario futuro establecido en la 
propuesta técnico-jurídica de regulación de fuentes fijas elaborada por el MAVDT. 
 
• Establecer lineamientos técnicos que permitan estructurar una propuesta 
técnico-económica a las centrales termoeléctricas, como soporte para el debido 
cumplimiento de los estándaresde emisión de fuentes fijas para instalaciones de 
combustión con capacidad instalada superior a 50 MW. 
 
 
 
 
 20
 
 
2. MARCO TEORICO 
 
2.1 GENERALIDADES SOBRE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS 
La prestación del servicio de energía eléctrica en Colombia se inició a finales del Siglo 
XIX y su desarrollo fue el resultado de la iniciativa de inversionistas privados, quienes 
constituyeron las primeras empresas que tenían como finalidad generar, distribuir y 
comercializar electricidad. El esquema de propiedad privada se mantuvo durante la 
primera mitad del Siglo XX, presentándose luego un cambio gradual en la propiedad 
de las empresas existentes hasta su completa estatización, cambio que fue 
presionado por la clase política de las diferentes regiones, fundamentado en el 
paradigma que relaciona electricidad y desarrollo económico1. 
A comienzos de los años noventas, un diagnóstico efectuado sobre la gestión y logros 
que habían alcanzado las empresas de electricidad en manos del Estado, mostró 
resultados altamente desfavorables en términos de la eficiencia administrativa, 
operativa y financiera de las empresas. El sector considerado globalmente, enfrentaba 
la quiebra financiera; con este panorama, el país, a partir de la Constitución de 1991, 
admitió como principio clave para el logro de la eficiencia en los servicios públicos la 
competencia donde fuera posible y la libre entrada a todo agente que estuviera 
interesado en prestarlos. 
En 1992, como consecuencia del severo racionamiento de energía que sufrió el país, 
el Gobierno expidió, haciendo uso del “estado de emergencia económica” previsto por 
la Constitución, el Decreto 700 de 1993. Este Decreto entre otras decisiones, fijó 
normas para la entrada de inversionistas privados en el negocio de la generación y 
facultó al Gobierno para tomar decisiones sobre construcción de nuevas plantas de 
 
1 www.creg.gov.co 
 21
generación y el otorgamiento de las garantías respectivas. Bajo este marco, se dio 
impulso a varios proyectos previstos en el Plan de Expansión y se autorizó a las 
empresas oficiales involucradas a firmar contratos de compraventa de energía a largo 
plazo con los consorcios escogidos para tales efectos. 
Las primeras Resoluciones expedidas por la Comisión Reguladora de Energía Gas 
(CREG) para el sector eléctrico, datan de finales de 1994 y desarrollan en general los 
siguientes temas: Marco regulatorio aplicable a las actividades de Generación, 
Transmisión, Distribución y Comercialización. Las resoluciones reglamentan los 
aspectos empresariales, comerciales, técnicos y operativos de estos negocios. 
Los agentes a los que se les denomina genéricamente2 “Generadores”, son aquellos 
que efectúan sus transacciones de energía en el mercado mayorista de electricidad, 
que son normalmente generadores con capacidad instalada igual o superior a 20 MW. 
Las plantas menores, son aquellas plantas o unidades de generación con capacidad 
instalada inferior a los 20 MW. El agente Autogenerador, es aquella persona natural o 
jurídica que produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias 
necesidades. Por lo tanto, no usa la red pública para fines distintos al de obtener 
respaldo del Sistema Interconectado Nacional, y puede o no, ser el propietario del 
sistema de generación. El cogenerador, es aquella persona natural o jurídica que 
produce energía utilizando un proceso de producción combinada de energía eléctrica 
y energía térmica, que hace parte integrante de una actividad productiva, destinadas 
ambas al consumo propio o de terceros y destinadas a procesos industriales o 
comerciales y este agente puede o no, ser el propietario del sistema de Cogeneración. 
El funcionamiento de las empresas esta dirigido por la Comisión de Regulación de 
Energía y Gas –CREG- que tiene como función establecer los mecanismos de las 
operaciones comerciales para la compra y venta diaria de la energía en la Bolsa, así 
como para la celebración de contratos de energía entre los agente económicos del 
Sector. 
 
2 Ibid. 
 22
Con relación al mercado, el marco regulatorio ha establecido la separación de los 
usuarios en dos categorías: Usuarios Regulados y No Regulados y por lo tanto los 
mercados en Regulado y No regulado o Libre. La diferencia básica entre ambos, 
radica en que los primeros están sujetos a un contrato de condiciones uniformes y las 
tarifas son establecidas por la CREG mediante una fórmula tarifaría general, mientras 
los segundos establecen con el comercializador de energía un contrato bilateral y los 
precios de venta son libres y acordados entre las partes. El Sistema Interconectado 
Nacional (SIN), es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados 
entre si: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes 
regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas 
eléctricas de los usuarios. Existen tres grupos de empresas; públicas, privadas y 
mixtas. 
 
2.1.1. Tecnologías de Generación Termoeléctrica 
 
La operación de una central termoeléctrica tiene como fundamento la conversión de 
energía térmica en energía mecánica, y esta a su vez, en energía eléctrica. 
La energía térmica conseguida en el proceso de combustión, es transformada en 
energía mecánica, a través de un fluido, que al expandirse produce trabajo en las 
turbinas. La conversión de la energía mecánica en eléctrica se efectuara a través del 
accionamiento mecánico de un generador eléctrico acoplado al eje de la turbina3. 
Las tecnologías para generación de energía, a través de procesos térmicos más 
usadas en Colombia son las Turbinas a vapor en ciclo Rankine, Turbinas a gas, en 
ciclo simple y en ciclo Stig y ciclo combinado, y las tres razones fundamentales son la 
facilidad adquisición de dichas tecnologías, la alta eficiencia y la disponibilidad del tipo 
 
3 MASTRÁNGELO, Sabino. Conceptos de Generación Termoeléctrica: Combustibles Utilizados e Impactos Ambientales. 
Primera parte. En: Boletín energético de la comisión nacional de energía atómica Argentina [En Línea]. N 10 (2002) 
<www.cnea.gov.ar/xxi/energe/b11/mastrangelo.pdf> [Citado en 30 de abril de 2007] 
 23
de combustible que se necesita para su operación. A continuación se explicara el 
funcionamiento básico de las tecnológicas mencionadas anteriormente4. 
 
2.1.1.1 Turbinas a Vapor en Ciclo Rankine 
 
Las turbinas a vapor funcionan en el ciclo termodinámico conocido como Ciclo 
Rankine, en el cual al final del proceso el fluido de trabajo vuelve a su estado y 
composición inicial. En el Ciclo Rankine ideal se diferencian cuatro procesos como se 
muestra en la Figura 2.1. Entre el proceso 1-2 se presenta un bombeo adiabático y 
reversible. En la caldera una transferencia de calor al fluido de trabajo en una caldera 
a presión constante. En la turbina una expansión adiabática y reversible del fluido y 
luego una transferencia de calor desde el fluido de trabajo a presión constante en el 
condensador. Estas turbinas pueden alcanzar una eficiencia de hasta 40 % y generan 
de 50 MW hasta 1200 MW5. 
Figura 2.1 Ciclo Rankine de una turbina a vapor 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Guía Ambiental para termoeléctricas (1999) 
 
4 MINISTERIO DE AMBIENTE. Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración: Parte Aire y Ruido. 
Versión 1. Bogota: MinAmbiente, 1999. p 33 
5 Ibid. p 36 
 
 24
 
2.1.1.3. Turbinas a gas en ciclo simple 
 
Una turbina de gas simple está compuesta de tres secciones principales: un 
compresor, un quemador y una turbina de potencia. Las turbinas de gas operan con 
base en el principio del ciclo Brayton el cual funciona bajo los siguientes principiostermodinámicos, como se ilustra en la Figura 2.2, durante el proceso 1-2, el aire entra 
al compresor en condiciones de presión, temperatura y humedad relativa del sitio, 
donde es comprimido en un proceso adiabático, en el proceso 2-3 el aire es 
conducido hacia la cámara de combustión en la cual se adiciona combustible (gas 
natural o fuel oil Nº 2). El proceso de combustión es desarrollado en condiciones de 
presión constante y genera un aumento considerable en la temperatura de los gases 
producidos en el proceso de combustión, en el proceso 3-4 los gases salen de la 
cámara de combustión con alta presión y temperatura y son dirigidos a la turbina. La 
potencia de la unidad puede variar de 0,2 MW hasta 280 MW. La eficiencia esta entre 
16 % y 39 %, la cual está directamente relacionada con el poder calorífico del 
combustible que generalmente es gas natural, diesel o fuel oil # 2. 
Figura 2.2 Ciclo simple de una turbina a gas 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Guía Ambiental para termoeléctricas (1999) 
 
 25
 
2.1.1.3 Turbinas a gas en ciclo Stig 
 
En el ciclo Stig, se inyecta vapor en la turbina a gas, junto con los gases de 
combustión; con el objeto de aumentar el caudal que pasa por la turbina y así elevar 
su potencia y eficiencia. El vapor es generado en una caldera de recuperación de 
calor (HRSG) aprovechando la energía contenida en los gases de escape de la 
turbina a gas. Los fundamentos termodinámicos del ciclo Stig son básicamente los 
mismos de la turbina a gas, a la cual se le instala una caldera de recuperación en 
donde el calor remanente contenido en los gases produce vapor, el cual es inyectado 
a la turbina. En cuanto a potencias y eficiencias, el ciclo Stig puede generar potencias 
hasta del orden de 50 MW, con eficiencias de generación eléctrica del orden del 43%, 
basadas en el poder calorífico del combustible.6 
 
Figura 2.3. Ciclo Stig de una turbina a gas 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Guía Ambiental para termoeléctricas (1999) 
 
 
 
6 Ibid. p 37 
 26
 
2.1.1.4 Ciclo Combinado 
 
Este ciclo es la combinación de dos ciclos actuando en forma acoplada; el primero es 
el ciclo simple de gas (Brayton) y el segundo es un ciclo Rankine, en donde el calor de 
los gases de escape de la turbina da gas se aprovecha en la formación de vapor que 
mueve una turbina de vapor, y ésta un generador. El ciclo combinado actúa bajo los 
principios termodinámicos, donde se puede observar la transferencia de calor entre 
los gases de combustión y el agua. 
 
Figura 2.4. Ciclo Combinado 
 
 Fuente: Guía Ambiental para termoeléctricas (1999) 
 
 
El calor contenido en los gases de escape producidos en la turbina a gas, es utilizado 
para producir vapor en calderas de recuperación de calor (HRSG), las cuales se 
acoplan a la salida de los gases de combustión de la turbina. El vapor producido en la 
caldera de recuperación de calor, se emplea para mover una turbina de vapor y 
 27
producir energía mediante un generador eléctrico. De esta forma se aprovecha de 
manera más eficiente la energía del combustible, en comparación con los ciclos de 
turbina a gas y de turbina a vapor por separado. La potencia de estas centrales 
térmicas en ciclo combinado son hasta de 480 MW, las cuales pueden alcanzar 
eficiencias de un 60%. Los combustibles empleados en la generación son los mismos 
con los cuales se operan las turbinas a gas, gas natural, Diesel y Fuel Oil No.2. 
2.1.1.5 Eficiencia Térmica 
 
La eficiencia térmica es una medida relativa de la efectividad de los ciclos7, sin 
embargo es una caracterización común del funcionamiento de un ciclo, es llamado 
Consumo Térmico Especifico ó HEAT RATE (HR), el cual es definido por la siguiente 
expresión: 
( )kwhBtuHR
t
/413,3
η
= Ecuación 2.1 
 
donde: 
ηt: representa la eficiencia térmica del ciclo. 
 
2.1.2. Tipos de combustibles 
 
La variedad de diseños de unidades de generación termoeléctrica está asociada 
principalmente a los combustibles utilizados, los que comprenden una gran gama de 
recursos energéticos primarios no renovables y renovables Los combustibles fósiles 
(derivados del petróleo, carbón mineral, gas natural) así como los nucleares (uranio, 
torio, plutonio, etc.) son clasificados como fuente primaria no renovable debido al 
enorme tiempo necesario para su reposición por la naturaleza. Una fuente renovable 
importante es la biomasa que puede ser originada por plantaciones especialmente 
dirigidas a ese objetivo. En Colombia los combustibles más utilizados son los fósiles. 
 
7 WELTY, James. Fundamentos de transferencia de momento, calor y masa. México. Ed. Limusa 
1999. 
 28
Los principales combustibles empleados en los procesos de generación termoeléctrica 
por cada una de las tecnologías instaladas en el país en la actualidad, se puede 
observar en la Tabla 2.1. 
 
En la forma ideal, la combustión de hidrocarburos y de carbón debería dar lugar a la 
liberación de la energía correspondiente acompañada por la formación de agua y 
dióxido de carbono, como únicos compuestos resultantes del proceso. Sin embargo, 
la existencia de distintos tipos de impurezas en los combustibles, la presencia de 
nitrógeno y otros gases en el aire, y las condiciones reales bajo las cuales se lleva 
acabo la utilización de los combustibles hacen que, en muchos casos, sólo se logre 
una combustión incompleta determinando la aparición de una amplia gama de 
productos químicos que ingresan a la atmósfera. 
 
 Tabla 2.1 Combustible empleado por tipo de tecnología 
TECNOLOGIA 
 Turbinas a 
Gas 
Ciclo 
Stig
Turbina a 
Vapor 
Ciclo 
Combina
do 
Carbón 
Gas Natural 
Fuel Oil # 2 
Fuel Oil # 6 
 
Fuente: Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y Ruido. Versión 01 Enero de 1999. 
 
2.2 CONTAMINANTES ATMOSFÉRICOS PRODUCIDOS POR LAS CENTRALES 
TERMOELECTRICAS. 
 
Las centrales termoeléctricas son consideradas fuentes importantes de emisiones 
atmosféricas y pueden afectar la calidad del aire en el área local o regional. La 
combustión que ocurre en los procesos termoeléctricos genera dióxido de azufre 
(S02), óxidos de nitrógeno (NOx), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono 
 29
(C02) y partículas, que pueden contener metales. La cantidad de cada uno dependerá 
del tipo y el tamaño de la instalación, las características del combustible y la manera 
en que se queme. En Colombia las centrales termoeléctricas son operadas con gas 
natural, carbón mineral y en eventuales casos con fuel oil y/o ACPM. Las 
concentraciones de estas emisiones y su dispersión a nivel de la tierra, se dan como 
resultado de una interacción compleja de las características de la chimenea, las 
cualidades físicas y químicas de las emisiones y las condiciones meteorológicas en el 
área donde se hace la emisión durante el tiempo que se requiere para que las 
emisiones se trasladen desde la chimenea hasta el receptor a nivel de la tierra, las 
condiciones topográficas del área de influencia de la planta y las áreas circundantes. 
Tabla 2.2 Emisión de contaminantes de acuerdo al combustible empleado. 
COMBUSTIBLE SOX NOX CO CO2 VOC PARTICULAS
CARBÓN X X X X X X 
GAS NATURAL X X X X 
FUEL OIL Nº 2 X X X X X 
FUEL OIL Nº 6 X X X X X X 
 
Fuente: Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y Ruido .Versión 01 Enero de 1999. 
 
2.2.1. Contaminantes Atmosféricos producidos por las centrales termoeléctricas 
 
En las centrales de generación la principal fuente de emisión de contaminantes 
atmosféricos la constituye el proceso de combustión. Los gases son emitidos a la 
atmósfera a través de la chimenea cuya altura y diámetro obedece generalmente a 
parámetros termodinámicos de diseño. Los contaminantes que generalmente son 
emitidos son; elóxido de azufre, óxido de nitrógeno, monóxido de carbono, 
compuestos orgánicos volátiles y material particulado, los cuales generan efectos en 
la salud. 
 
 30
2.2.1.1 Material Particulado 
 
El Material Particulado son las partículas sólidas o líquidas del aire, incluyen 
contaminantes primarios como el polvo y hollín y contaminantes secundarios como 
partículas líquidas producidas por la condensación de vapores. Siendo las partículas 
con menos de 10 y 2,5 micrómetros de diámetro (PM10 y PM2,5) las más peligrosas 
para el hombre porque tienen mayor probabilidad de ingresar a la parte interior de los 
pulmones. 
En la naturaleza, el material particulado se forma por muchos procesos, tales como la 
acción del viento sobre zonas deforestadas, polinización de plantas e incendios 
forestales. Las principales fuentes antropogénicas de pequeñas partículas incluyen la 
quema de combustibles sólidos como la madera y el carbón, las actividades agrícolas 
como la fertilización y almacenamiento de granos y la industria de la construcción8. 
 
2.2.1.2 Óxidos de Azufre SOX 
Los óxidos de azufre son gases incoloros que se forman en la combustión del azufre. 
El dióxido de azufre (SO2) es la forma química del contaminante usada para su 
determinación. La fuente primaria de óxidos de azufre es la quema de combustibles 
fósiles, debido a que el azufre se encuentra presente en los hidrocarburos y reacciona 
con el oxígeno en el proceso de combustión para formar dióxido de azufre. La 
cantidad del azufre que es emitido al aire (como dióxido de azufre) es casi la misma 
cantidad de azufre presente en el combustible, la cual depende generalmente de su 
origen de extracción. 
Los óxidos de azufre una vez emitidos, por procesos físico químicos en la atmósfera 
son fuente de material partículado ultra finó que afecta la calidad del aire y por ende la 
salud mediante la potenciación de enfermedades respiratorias y contribuyen a la 
 
8 Ibíd., p 5 
 31
formación de lluvia ácida que puede perjudicar las fuentes de agua, la flora, la fauna y 
materiales de construcción9. 
 
2.2.1.3 Óxidos de Nitrógeno NOx 
 
Los óxidos de nitrógeno son un grupo de gases formados por diferentes 
combinaciones de nitrógeno y oxígeno. El nitrógeno es el elemento más común del 
aire y representa el 79% del aire que respiramos. Los óxidos de nitrógeno incluyen 
compuestos como óxido nítrico (NO) y dióxido de nitrógeno (NO2). El término NOx se 
refiere a la suma de estas dos sustancias. 
 
El dióxido de nitrógeno puede causar efectos en la salud. En el proceso de 
combustión, el nitrógeno en el combustible y aire se oxidan para formar óxido nítrico y 
algo de dióxido de nitrógeno. Los óxidos nítricos emitidos en el aire se convierten en 
dióxido de nitrógeno mediante reacciones fotoquímicas condicionadas por la luz solar. 
 
Una relación aire/combustible reducida da lugar a altas emisiones de óxidos de 
nitrógeno. Adicionalmente, las altas temperaturas que se registran en el interior de las 
cámaras de combustión y/o calderas provocan la oxidación del nitrógeno atmosférico, 
produciéndose óxidos de nitrógeno que son expulsados por la chimenea de escape10. 
 
2.2.1.4 Monóxido de Carbono 
 
El monóxido de carbono (CO) es un gas incoloro e inodoro que resulta de la 
combustión incompleta de combustibles fósiles. Una cantidad significativa del CO 
 
9 PATRONATO PARA EL MONITOREO DE LA CALIDAD DEL AIRE DE SALAMANCA: Los contaminantes del aire. [En 
línea]. Disponible en: http://www.prodigyweb.net.mx/ redmas/default.httm (2005).[Citado en 30 de abril 2007] 
10 ESTIMACIÓN DE LAS EMISIONES CONTAMINANTES POR FUENTES MÓVILES A NIVEL NACIONAL Y 
FORMULACIÓN DE LINEAMIENTOS TÉCNICOS PARA EL AJUSTE DE LAS NORMAS DE EMISIÓN. Paula Carolina 
Castro Peña, Lina Margarita Escobar Winston. Bogotá: Universidad de La Salle. Facultad de Ingeniería Ambiental y 
Sanitaria, 2006. 
 
 32
emitido en áreas urbanas es producto de los vehículos automotores. El CO es un gas 
venenoso, que se produce en la quema del combustible fósiles, es un gas más 
pesado que el oxígeno o el aire y desplaza al oxígeno de la atmósfera en pequeñas 
cantidades, el CO causa dolores de cabeza, mareos y nauseas. En grandes 
cantidades es mortal, porque priva al cuerpo del oxígeno necesario en sus 
pulmones11. 
 
2.2.1.6 Compuestos Orgánicos Volátiles VOC 
 
Los VOC pueden ser moléculas orgánicas o hidrocarburos no quemados. Se pueden 
formar en las siguientes situaciones: durante la combustión (a baja temperatura), 
formados por combustible no quemado a causa de una combustión incompleta 
(productos de combustión incompleta PICs). Son emitidos principalmente cuando se 
usan combustibles derivados del petróleo. Estas sustancias están compuestas por: 
carbono e hidrógeno, Incluyendo: Hidrocarburos aromáticos, Oleofinas, Parafinas, 
Aldehídos, cetonas, hidrocarburos halogenados. 
 
2.2.1.7 Efectos en la Salud. 
Las consecuencias relacionadas con la exposición a la contaminación atmosférica son 
diversas y según estudios epidemiológicos12 los principales efectos van desde 
aumento en la mortalidad total por causas respiratorias y cardiovasculares a las 
alteraciones del funcionamiento pulmonar y otros síntomas, pasando por un 
incremento en el número de visitas médicas e ingresos hospitalarios, es decir el 
aumento de la morbilidad. Los efectos que en la salud generan las centrales 
termoeléctricas dependen de la calidad y el tipo de combustible con el cual la central 
opere. A continuación algunos efectos de los contaminantes a la salud humana. Los 
 
11 Ibíd., p 4 
12 CEPIS. Efectos de la contaminación atmosférica sobre la salud: una introducción. En : Revista Especializada en Salud 
Pública 1999: 73: 109-121 N.” 2 - Marzo-Abril 1999 
 
 
 33
Óxidos de Azufre (SOx) Causa problemas respiratorios. En exposiciones cortas, a 
partir de 250 µg/m³ afecta el sistema respiratorio de los niños, y a partir de 500 µg/m³ 
el de la población general. Puede generar problemas permanentes en los pulmones. 
Monóxido de Carbono CO, Reacciona con la hemoglobina de la sangre y desplaza al 
oxígeno, con lo que reduce la capacidad de la sangre para oxigenar las células y 
tejidos del cuerpo. El CO puede ser particularmente peligroso para personas con 
problemas de corazón o circulatorios, con los pulmones dañados o con problemas 
respiratorios, Óxidos de Nitrógeno (NOx), Irritacion de ojos y garganta .En 
concentraciones altas los NOx provocan un agravamiento de las enfermedades 
pulmonares, cardiovasculares y renales. Estudios epidemiológicos indican que el NO2 
es cuatro veces más tóxico que en NO. Compuestos Orgánicos Volátiles (VOC) 
Causan problemas respiratorios, irritación de los ojos, reducción de la visibilidad. 
Muchos de estos compuestos, principalmente los aromáticos, son clasificados como 
cancerígenos, otros como el metano tienen una alta capacidad de retención de calor, 
de igual manera que el CO2, son considerados gases de efecto invernadero. Algunos 
PICs pueden ser particularmente tóxicos o peligrosos. Material particulado, Generan 
irritación en las vías respiratorias, fundamentalmente nariz y garganta, daños en los 
pulmones, bronquitis y empeoramiento de afecciones pulmonares. 
 
2.3 METODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS EMISIONES ATMOSFÉRICAS 
La evaluación y el control de la contaminación atmosférica requieren de una adecuada 
determinación de las emisiones de contaminantes y ruido procedentes de las diversas 
fuentes. 
De acuerdo a esto en la legislación ambiental, existen tres alternativas para 
determinar la intensidad de la emisión de uno o más contaminantes, para una fuente, 
los cuales son aplicables al sector termoeléctrico. Estos métodos son: Balances de 
masa, factores de emisión y medición directa de las emisiones.34
2.3.1 BALANCES DE MASA 
 
Por este método se contabilizan las corrientes de sólidos, líquidos o gases que entran 
y salen del proceso completo o de una determinada unidad del mismo, mediante la 
simulación teórica de las reacciones químicas que se llevarían a cabo en el proceso 
de combustión. Este método permite realizar estimaciones aproximadas de pérdida de 
materiales. Es de uso común, conjuntamente con medidas experimentales, para 
establecer la influencia de diferentes parámetros del proceso en los niveles de 
emisión y para detectar errores importantes en los resultados experimentales, 
aplicación de factores de emisión o mediciones directas13. 
 
Para evaluar las emisiones de los procesos de generación termoeléctrica, se pueden 
realizar los balances de masa sobre el proceso global de combustión, como se 
muestra en la Figura 2.1. Para efectuar el balance es necesario conocer, como 
mínimo: El análisis elemental del combustible, el análisis de los residuos sólidos en el 
caso de los carbones y sólidos, la cantidad de aire suministrado y su humedad; si se 
expresan los productos en unidades volumétricas es necesario conocer la 
temperatura de emisión14. Los cálculos para realizar el balance de masa son los 
mismos, para todos los tipos de combustibles. 
 
13 Medida de la Contaminación Atmosférica Procedente de Centrales Térmicas: Medida de Emisiones. Madrid: Cinemat, 
1991. 
14 MINISTERIO DE AMBIENTE. op cit p 58. 
 35
Figura 2.5. Proceso de combustión 
 
Fuente: Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y Ruido .Versión 01 Enero de 1999. 
 
2.3.2 FACTORES DE EMISIÓN 
 
Un factor de emisión es la relación entre la cantidad de contaminante emitido a la 
atmósfera y una unidad de actividad. Los factores de emisión, en general, se pueden 
clasificar en dos tipos: los basados en procesos y los basados en censos. 
Por lo general, los primeros se utilizan para estimar emisiones de fuentes puntuales y 
a menudo se combinan con los datos de actividad recopilados en encuestas o en 
balances de materiales. Por otro lado, los factores de emisión basados en censos se 
usan generalmente para estimar emisiones de fuentes de área15. En general, los 
factores de emisión proporcionan un procedimiento rápido y útil de estimación de las 
emisiones. La aplicación debe ser cuidadosa ya que estos no incorporan la influencia 
de diferencias de diseño, régimen de marcha, modos de operación y mantenimiento 
 
15 Instituto Nacional de Ecología de México. Estimación de emisiones mediante factor de emisión. Disponible en: 
http://ine.gob.mx/ueajei/publicaciones/libros/457/estimacion3.pdf. [Citado en: abril 10 de 2007] 
 36
de equipos, lo cual puede ser condición determinante de los resultados obtenidos para 
cada caso específico16. 
Pueden emplearse para detectar errores importantes en resultados de muestreo o 
como indicativo de la emisión potencial, de un contaminante a partir de una fuente de 
emisión. No son límites o estándares de emisión, debido a que representan, 
esencialmente, un promedio del rango de la tasa de emisión, para una tecnología y un 
combustible determinado. 
 
La Environmental Protection Agency de los Estados Unidos (EPA) recopila estos 
factores para diversas actividades incluida la generación termoeléctrica, los cuales se 
encuentran disponibles en el documento COMPILATION OF AIR POLLUTANT 
EMISSION FACTORS AP-42, catalogados de la siguiente forma17: Para diferentes 
tecnologías, a partir del combustible usado; para diferentes combustibles, a partir de 
la tecnología de generación; para fuentes de área como patios de ceniza y patios de 
carbón. 
Los factores de emisión pueden clasificarse de acuerdo a su calidad, con base en los 
métodos de medición utilizados y la confiabilidad de los organismos que los generan. 
Un factor de alta calidad se obtiene de muestreos amplios realizados con 
metodologías aceptadas. Los factores que se obtienen de muestreos muy limitados y 
con métodos de medición dudosos son de menor calidad y los factores obtenidos por 
la extrapolación de otros procesos similares son los menos confiables. En la tabla 2.4 
se presenta la clasificación de estos factores de emisión como lo realiza la EPA. 
 
 
 
 
 
 
16 MINISTERIO DE AMBIENTE. Op cit. p 61 
17 ENVIRONMENTAL PROTECTION AGENCY EPA. Compilation of Air Pollutant Emission Factors. Volumen I and II. AP-42. 
5ª ed. Edition. USA, 1995. 
 37
 
Tabla 2.3 Clasificación de los factores de emisión 
CLASE DE 
FACTOR 
CALIFICACIÓN CARACTERÍSTICA 
A Excelente 
El factor se obtiene de una muestra 
aleatoria representativa, de tal 
manera que el número de 
observaciones garantiza la 
minimización de la variabilidad. 
B Encima del promedio 
El factor se obtuvo de una muestra 
“razonablemente grande” de fuentes. 
Si bien no es posible determinar la 
representatividad de la muestra el 
número de observaciones permite 
suponer que el factor es más o menos 
confiable. 
C Promedio 
El factor se obtuvo de una muestra no 
muy amplia pero suficientemente 
grande como para minimizar la 
variabilidad. 
D Debajo del promedio 
La muestra utilizada es demasiado 
pequeña y no permite determinar si 
las observaciones representan el 
universo de estudio. Además se 
cuenta con evidencia de altas 
variaciones entre las fuentes 
consideradas. 
E Pobre 
El tamaño de la muestra no es ni 
siquiera razonable o representativo o 
se pueden desconocer los métodos 
utilizados en las mediciones. 
Fuente: EPA (1998). 
 
2.3.3. MEDICIÓN DE LAS EMISIONES 
 
La medición directa de las emisiones permite incorporar todas las características 
diferenciales de la fuente y de los contaminantes. La medida de las emisiones, por 
métodos continuos o puntuales, se efectúa en una sección transversal del ducto de 
 38
emisión o chimenea, el punto o puntos de medición se eligen en función de las 
condiciones de flujo de los gases, los contaminantes a medir, objetivos del programa 
de medida, condiciones de operación, seguridad de los técnicos y equipos. 
 
La medición directa, es la forma más compleja y costosa, pero más confiable de 
determinar las emisiones, aunque no está exenta de errores. En términos generales, 
la calidad de los resultados de un programa de medida lo determina el efecto 
combinado de la precisión del equipo de muestreo, la técnica analítica, la calibración 
de los equipos de medición y el proceso de cálculo. En la práctica, la limitación más 
significativa se encuentra asociada a la disponibilidad de equipos certificados, 
personal calificado y el costo mismo de los muestreos18. 
 
2.3.3.1 Aspectos básicos de las mediciones directas. Para determinar la emisión de 
un contaminante por medio de una medida directa, es necesario conocer los 
parámetros termodinámicos de la corriente de flujo, entre ellos: humedad, 
composición macro, velocidad, caudal, temperatura de la emisión y parámetros de la 
chimenea tales como la altura y las características de la sección (rectangular, 
cuadrada, circular, diámetro, etc.). 
Algunos de estos parámetros se pueden obtener directamente de información 
suministrada por el fabricante, calculada teóricamente o por medio de los parámetros 
de operación de la planta, sin embargo, en plantas existentes es conveniente realizar 
estas mediciones ya que los parámetros termodinámicos pueden variar con el tiempo 
o haber cambiado por reformas, reparaciones, mantenimientos o condiciones de 
operación diferentes a las del diseño original. 
Por otra parte, algunos métodos de medición de referencia de contaminantes, como el 
de material partículado, exigen conocer de manera detallada el comportamiento 
termodinámico de la corriente de emisión durante el muestreo, para que este se 
realice en condiciones isocinéticas (la muestra de gasdebe tomarse de la chimenea 
de tal manera que la velocidad de succión del gas sea igual a la velocidad con la que 
circula el gas en la chimenea y además se deben conservar los valores de 
 
18 MINISTERIO DE AMBIENTE. Op cit, p 72 
 39
temperatura y humedad en el recorrido de la muestra, desde la boquilla hasta la 
captura y almacenamiento del contaminante)19. 
En términos generales, el procedimiento a seguir, para la medición de las emisiones 
de contaminantes, consta de los pasos que se ilustran en la tabla 2.5. Los 
contaminantes en fase gaseosa se mezclan con facilidad y no se encuentran 
sometidos a efectos de inercia importantes, por lo que algunas veces no se requiere 
muestreo isocinético. La determinación de algunos contaminantes se realiza 
simultáneamente con el muestreo de partículas, por lo tanto, se requiere el muestreo 
isocinético. 
 
Tabla 2.4 Procedimiento para el muestreo isocinético. 
PASOS ACCIONES METODO DE 
REFERENCIA
Puesta en marcha 
Curva de calibración en sitio 
Verificación tren de muestreo 
Medición de fugas 
Verificación tubos pitot 
Verificación termoresistencias 
Verificación sistema de calentamiento 
Verificación sistema de enfriamiento 
Verificación de sistema de colección de muestras 
 
 
 
 
Actividades 
preliminares 
Puntos de muestreo Determinación numero mínimos de puntos de muestreos 
Cuantificación de turbulencia del flujo 
 
Método 1 
Determinación de la velocidad en la chimenea 
Determinación de la temperatura y presión de succión 
Selección de la boquilla de succión 
 
 
Método 2 
Determinación del contenido de humedad Método 4 
Determinación del peso molecular del gas Método 3 
Determinación de la emisión de partículas Método 5 
Determinación de la emisión de óxidos de azufre Método 6 
Muestreo de 
parámetros 
Determinación de la emisión de óxidos de nitrógeno Método 7 
Comprobación del % 
de isocinetismo 
Cálculo del % de isocinetismo 
 Método 5 
Recuperación de la muestra de partículas Método 5 
Recuperación de la muestra de óxidos de azufre Método 6 Muestreo de 
parámetros Recuperación de la muestra de óxidos de nitrógeno 
 Método 7 
Cálculos para determinar la concentración de partículas Método 5 
Cálculos para determinar la concentración de óxidos de 
azufre Método 6 
Cálculos Finales 
Cálculos para determinar la concentración de óxidos de 
nitrógeno Método 7 
Fuente: Guía Ambiental para Termoeléctricas y Procesos de Cogeneración - Parte Aire y Ruido .Versión 01 Enero de 1999. 
 
19 MEDIDA DE LA CONTAMINACIÓN ATMOSFÉRICA: Procedente de Centrales Térmicas: Medida de Emisiones. Madrid: 
Cinemat, 1991.p 14. 
 40
 
2.4 MARCO LEGAL DE LA CONTAMINACIÓN DEL AIRE 
 
En el ámbito jurídico en Colombia desde 1974, se viene desarrollando el tema del uso 
apropiado de los recursos naturales, en el Decreto 2811 del mismo año, por el cual se 
acoge el Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y Protección al Medio 
Ambiente, en el titulo séptimo, segunda parte, sobre la atmósfera y del espacio aéreo, 
en el articulo 75 se establece que se dictaran disposiciones para prevenir la 
contaminación atmosférica, tales como la concentración de las sustancias capaces de 
causar perjuicios o deterioros en la salud y los métodos para evitar la contaminación 
atmosférica entre otras disposiciones; en la Ley 09 de 1979 en el artículo 42, se 
estipula que el responsable de reglamentar lo relacionado con las normas de emisión 
de contaminantes el Ministerio de Salud, quien en el año de 1982 expide el Decreto 
02, en el cual se establecen en el capitulo IV, V y VI normas de emisión de material 
particulado para algunas fuentes fijas, como lo son las calderas a base de carbón, 
fabricas de cemento, Industrias metalúrgicas, plantas productoras de asfalto y 
mezclas asfálticas, y nominadas como otras industrias las que no se encuentran 
específicamente reguladas; para la emisión de óxidos de azufre a las plantas 
productoras de ácido sulfúrico y la altura de emisión mínima de la chimenea empleada 
para las calderas, hornos y equipos que utilicen combustibles sólidos y líquidos; para 
la emisión de óxidos de nitrógeno las plantas de ácido nítrico y los incineradores. 
 
En el año de 1991 en la reforma a la Constitución Política de Colombia, en el titulo 
segundo capitulo tercero, se considera un derecho colectivo el de gozar de un 
ambiente sano y del deber del estado proteger la diversidad e integridad del ambiente, 
que fundamenta la creación del Ministerio del Medio Ambiente y se reordena el sector 
público encargado de la gestión y conservación del medio ambiente y los recursos 
naturales renovables, se organiza el Sistema Nacional Ambiental, SINA por medio de 
la Ley 99 de 1993; posteriormente el Ministerio expide el Decreto 948 de 1995, 
relacionado con el Reglamento de Protección y Control de la Calidad del Aire, donde 
se consagran las normas y principios generales para la protección atmosférica, así 
 41
como los mecanismos de prevención y control, competencias para la fijación de 
normas y los instrumentos y medios de control y vigilancia. Actualmente este decreto 
esta en proceso de modificación y reglamentación, mediante regulaciones que 
permitan su aplicabilidad, las cuales contienen normas específicas para emisiones de 
fuentes fijas. A continuación se presentan los artículos de interés para el desarrollo 
de este proyecto. 
 
 
2.4.1. DECRETO 02 DE 1982 
 
Por el cual se reglamenta parcialmente el Titulo I de la Ley 09 de 1979 y el Decreto 
2811 de 1974, en cuanto a las emisiones atmosféricas. En este decreto en el Capitulo 
III se determinan las normas generales de emisión de fuentes fijas, las cuales están 
establecidas en condiciones de referencia (25ºC y 760 mmHg), es por ello que se 
requiere el factor de modificación, señalado en el artículo 42, como se presenta en la 
tabla 2.6, y cuando la fuente este ubicada diferente a lo señalado en este articulo se 
deberá modificar multiplicándola por un factor K, de acuerdo al artículo 43, aplicando 
la siguiente formula: 
HpbhK 04.0
760
+= Ecuación 2.2 
donde 
K Factor de modificación por altitud 
pbh Presión barométrica del lugar en milímetros de mercurio. 
H Altitud sobre el nivel del mar en miles de metros. 
 
 
 
 
 
 42
Tabla 2.5 Factores de modificación de la norma de emisión de fuentes fijas. 
 
ALTITUD SOBRE EL 
NIVEL DEL MAR 
FACTOR DE 
MODIFICACION 
(metros) K 
500 0,969 
750 0,954 
1000 0,939 
1250 0,923 
1500 0,908 
1750 0,893 
2000 0,878 
2250 0,862 
2500 0,847 
Fuente: Articulo 42 del Decreto 02 de 1982. 
 
En el capitulo IV se establecen las normas de emisión en calderas a base de carbón, 
respecto a las partículas que se pueden emitir a la atmósfera, las cuales se expresan 
en función del consumo calorífico en kilos de partículas por millón de kilocalorías 
consumidas por hora, la cual se presenta en la tabla 2.7. 
 
Tabla 2.6 Normas de emisión de partículas para calderas a base de carbón. 
 
CONSUMO DE 
CALOR POR 
HORA 
millones de kcal 
ZONA 
RURAL 
kilos/106kcal
ZONA 
URBANA
kilos/106kcal
ALTURA DE 
DESCARGA 
m 
10 o menos 3,00 2,00 15 
25 2,24 1,45 20 
50 1,79 1,14 25 
75 1,57 0,99 30 
100 1,43 0,90 40 
200 1,15 0,71 45 
300 1,01 0,61 50 
400 0,92 0,55 55 
500 0,86 0,51 60 
750 0,75 0,45 100 
1000 0,68 0,40 115 
1500 ó mas 0,60 0,35 120 
 Fuente: Articulo 48 del Decreto 02 de 1982. 
 43
 
Los valores señalados anteriormente están dados por fuentes a nivel del mar y para 
elevación de descarga iguales a la altura de referencia indicada, cuando sea diferente 
a estas condiciones se debe multiplicar por el factor k señalado anteriormente. La 
interpolación de los diferentes valores de las normas de emisión a que se refiere el 
artículo 48, esta señalada por las siguientes según las zonas indicadas. 
 
Tabla 2.7 Ecuaciones de la norma de emisiónde material particulado para calderas a 
base de carbón. 
 
Máxima emisión permisible de 
partículas (kilos/106kcal) Millones de kcal/hora 
 
a) Zona rural 
 
E= 3.0 
E=6.29 P-0,321 
E= 0.6 
 
 
 
P≤10 
10<P<1500 
P≥1500 
 
 
b) Zona urbana 
E= 2.0 
E=4.46 P-0,348 
E= 0.35 
 
 
P≤10 
10<P<1500 
P≥1500 
 
 
Fuente: Articulo 49 del Decreto 02 de 1982. 
 
donde 
E Emisión máxima permisible de partículas expresadas en millones de kilocalorías 
consumidas por hora. 
 
P Poder liberado por el combustible en millones de kilocalorías consumidas por 
hora. 
 
 
Los factores de corrección de las normas de emisión para calderas en puntos de 
descarga cuya altura sea diferente a la altura de referencia, son los que se presentan 
en la tabla 2.9, para los valores de consumo de calor no indicados en esta tabla, se 
 44
debe emplear un factor de corrección que se determina mediante la interpolación 
lineal de los valores ΔE, señalados por la siguiente ecuación: 
 
( )EhEE Δ×Δ±=´ Ecuación 2.3 
donde 
E´ Emisión permisible corregida para una caldera con punto de descarga de altura 
h, diferente a la altura de referencia. 
E Emisión máxima permisible, modificada por altitud sobre el nivel del mar, si es el 
caso. 
Δh Diferencia en metros, entre la altura de referencia y la altura de descarga. 
ΔE Factor de corrección. 
Tabla 2.8 Factores de corrección de las normas de emisión de material partículado 
para calderas a base de carbón. 
 
CONSUMO 
DE CALOR 
106 
kcal/hora 
ZONA 
RURAL* 
ZONA 
URBANA* 
ALTURA 
DE 
DESCARGA 
m 
25 0.050 0.075 15 
50 0.040 0.065 20 
75 0.030 0.060 20 
100 0.020 0.042 30 
200 0.015 0.032 30 
300 0.010 0.022 40 
400 0.006 0.013 40 
500 0.005 0.011 50 
750 0.004 0.009 60 
1000 0.003 0.007 80 
1500 ó mas 0.0025 0.006 100 
 
Fuente: Articulo 51 del Decreto 02 de 1982. * Reducción o adición en kilos/106kcal por cada metro de aumento o 
disminución de la altura de descarga con respecto a la altura de referencia (ΔE) 
 
 
 
Con respecto a la emisión de óxidos de azufre se establece en este decreto que no se 
debe emitir gases provenientes de su combustión por una chimenea cuya altura sea 
inferior a la que se presenta a continuación. 
 45
Tabla 2.9 Altura mínima requerida para emisión de óxidos de azufre en calderas a 
base de carbón. 
CONSUMO 
DE CALOR 
106 kcal/hora
ALTURA MÍNIMA REQUERIDA 
(m) 
10 ó menos 15 15 20 
11-40 20 25 30 
50 20 30 35 
75 30 37 50 
100 35 45 65 
200 40 52 72 
300 45 60 80 
400 52 67 95 
500 60 75 110 
750 85 100 130 
1000 110 125 150 
2000 ó mas 125 150 
Contenido 
ponderado de 
azufre 
1.4 ó menos 1.5-2.9 3.0-6.0 
 Fuente: Articulo 79 del Decreto 02 de 1982. 
2.4.2. DECRETO 1697 DE 1997 
 
Este decreto fue expedido por el Ministerio de Medio Ambiente y es por medio del cual 
se modifica parcialmente el Decreto 948 de 1995. En este decreto se define que las 
calderas u hornos que utilicen como combustible gas natural o gas licuado del 
petróleo, en un establecimiento industrial o comercial o para la operación de plantas 
termoeléctricas con calderas, turbinas y motores, no requerirán permiso de emisión 
atmosférica. 
 
2.4.3. PROYECTO DE NORMA DE EMISIÓN DE CONTAMINANTES 
ATMOSFERICOS. 
 
Este proyecto de norma tiene como objeto principal establecer los estándares de 
emisión admisibles de contaminantes al aire producidos por fuentes fijas, adopta los 
procedimientos de medición de emisiones para fuentes fijas y reglamenta los 
convenios de reconversión a tecnologías limpias, de tal manera que se contribuya a 
 46
proteger la salud de la población de aquellos efectos crónicos y agudos que puedan 
ser causados por la concentración de contaminantes en el aire ambiente. En el 
Capitulo IV de este proyecto de norma se establecen los estándares de emisión 
admisibles de contaminantes al aire para instalaciones de combustión con capacidad 
instalada superior de 50 MW, los cuales se presentan en la tabla 2.10, en condiciones 
de referencia y según la Versión de marzo de 2007. Dichos estándares de emisión 
deberán cumplirse en cada uno de los puntos de descarga de las instalaciones de 
combustión, pero la propuesta no incluye a las centrales termoeléctricas con 
capacidad instalada menor de 50 MW. 
Tabla 2.10 Estándares de emisión admisibles de contaminantes al aire según la 
propuesta de norma 
 
COMBUSTIBLE MP 
(mg/m3)
SOx 
(mg/m3)
NOx 
(mg/m3) 
Sólido 30 50 200 
Liquido 30 50 200 
Gaseoso 30 50 200 
 
Fuente: Propuesta de norma de emisión de contaminantes a la atmósfera. Estos valores están sujetos a modificación por 
parte del MAVDT. 
 
2.4.4 LICENCIAS AMBIENTALES 
 
Con la expedición de la Ley 99 de 1999, se estableció, entre otras, la reglamentación 
para la obtención de licencias ambientales relacionadas con el desarrollo de proyectos 
de generación. En este sentido la Ley 143 de julio de 1994 (Ley Eléctrica), incorporó 
que el desarrollo de proyectos eléctricos en el país deberá considerarse dentro de 
criterios ambientales. 
 
En este orden de ideas, a través del Decreto 1220 del 21 de abril de 2005, MAVDT, 
reglamentó y estableció el concepto y alcance de una licencia ambiental, así como la 
expedición por parte del Ministerio y de las Corporaciones Autónomas Regionales 
para el desarrollo de proyectos de generación. Por otra parte, este mismo Decreto en 
su artículo 1, establece que todos los estudios ambientales como diagnóstico 
 47
ambiental de alternativas y estudio de impacto ambiental se elaboraran con base en 
términos de referencia expedidos por el Ministerio de Ambiente Vivienda y Desarrollo 
Territorial MAVDT. 
 
Recientemente el MAVDT, expidió la Resolución 1287 de 2006, en la se acogen los 
términos de referencia para la elaboración del estudio de impacto ambiental para la 
construcción y operación de centrales térmicas generadoras de energía eléctrica con 
capacidad instalada igual o superior a 100 MW y se adoptan otras determinaciones. 
48 
 
3. METODOLOGIA PARA LA ELABORACIÓN DEL PROYECTO 
 
 
Para elaborar el diagnostico y evaluar las alternativas para el cumplimiento de la 
norma de emisión de fuentes fijas por parte de las centrales termoeléctricas en 
Colombia, se siguieron 5 pasos fundamentales para el cabal desarrollo del proyecto y 
serán relacionados a continuación y se resume en el Cuadro 5.1. 
 
 
1.) Recopilación y organización: Se recopilara información en tres grupos: datos 
generales de las centrales (nombre ubicación, altura sobre el nivel del mar, etc.), 
datos técnicos (altura y diámetro de la chimenea, temperatura de los gases, caudal, 
tipo y cantidad de combustible, tiempo de operación, capacidad de generación, entre 
otros), datos ambientales (datos de emisión de la chimenea, equipo de control y 
eficiencia del mismo, etc.). Dicha información será recopilada de los informes 
ambientales enviados por las centrales a las diferentes autoridades ambientales 
(MAVDT, CAR´s), los datos técnicos y de operación en fueron suministrados por la 
Unidad de Plantación Minero Energética –UPME -, Comisión de Regulación de 
Energía y Gas –CREG-, Ministerio de Minas y Energía, INGEOMINAS, entre otros. 
 
Actividades desarrolladas: 
 
 Determinación de escenario de trabajo. 
 Ubicación de la información. 
 Identificación de las generalidades del sector energético. 
 Elaboración de formato para la recopilación de información. 
 Revisión de los informes de seguimiento ambiental ubicados en el MAVDT. 
 Solicitud de los informes de seguimiento ambiental a las CAR´s. 
 Solicitud de información técnica faltante a la Unidad de Planeación Minero 
Energética –UPME- y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- 
 Selección de la información. 
49 
2.) Diagnostico del las centrales termoeléctricas en Colombia: Se analizará la 
información y con base en ella se elaborara el diagnostico situacional de las 
emisiones atmosféricas en las centrales termoeléctricas de faltar datos