Integración de captura y utilización de dióxido de carbono en corrientes de biogás con regeneración química y membranas BMED: escalado y análisis económico

28 qqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqqq qqqqqqq Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Máster Máster Universitario en Ingeniería Química Integración de captura y utilización de dióxido de carbono en corrientes de biogás con regeneración química y membranas BMED: escalado y análisis económico Autora: Carlos Moreno Martín Tutor: Mónica Rodríguez Galán Francisco Manuel Baena Moreno Dpto. Ingeniería Química y Ambiental Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 28 Trabajo Fin de Máster Máster Universitario en Ingeniería Química Integración de captura y utilización de dióxido de carbono en corrientes de biogás con regeneración química y membranas BMED: escalado y análisis económico Autor: Carlos Moreno Martín Tutor: Mónica Rodríguez Galán Francisco Manuel Baena Moreno Dpto. Ingeniería Química y Ambiental Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 28 Trabajo Fin de Máster: Integración de captura y utilización de dióxido de carbono en corrientes de biogás con regeneración química y membranas BMED: escalado y análisis económico Autor: Carlos Moreno Martín Tutor: Mónica Rodríguez Galán Francisco Manuel Baena Moreno El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, septiembre de 2020 El Secretario del Tribunal 28 A mis amigos, familia y maestros que me apoyan y se alegran de mis logros. i Agradecimientos Otra etapa que se cierra, un máster de dos años que se podrían calificar como los mas duros de mi vida estudiantil, pero que con mucho orgullo y esfuerzo he podido acabar satisfactoriamente. He crecido como persona y como profesional gracias a mis compañeros, en especial a Ana y Pepe, mi equipo de trabajo, después de tantos años juntos nos compenetramos muy bien y son casi como hermanos para mi. Agradecer también a mis profesores, con especial mención a mi tutor, Francisco Baena, que se ha preocupado por mi en todo momento, me ha ayudado en lo que ha podido, me ha guiado y me ha aconsejado tanto en lo personal como en lo profesional. Más que un profesor, me llevo un amigo para toda la vida y, sobre todo, un apoyo y un mentor de los que ya no quedan. Un orgullo haber sido su alumno y aprendiz. A mi madre y mi hermano, porque me han apoyado día a día, y sobre todo por aguantarme en los días menos buenos. Aunque no esté conmigo desde hace muchos años, también agradecerle a mi padre porque se que esté donde esté me está acompañando y guiando durante toda mi vida. ¡Que orgulloso estarías de mí! Y, por último, a toda mi familia y amigos porque sin ellos esto tampoco hubiera sido posible. ¡GRACIAS! Carlos Moreno Martín Máster Universitario en Ingeniería Química Sevilla, 2020 6.3.2 Análisis del precio del gas natural (CH4) 57 6.3.3 Análisis de factores claves mediante “Tornados plots” 58 6.3.4 Análisis del VAN respecto a la variación de los parámetros claves 64 7 Conclusiones 67 8 Referencias 68 Anexo I 75 ix ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1: Composición del biogás en función de la materia orgánica (1). ................................................................ 6 Tabla 2: Comparación de biogás y gas de vertedero con gas natural (1). ............................................................... 7 Tabla 3. Composiciones típicas de biogás y gas natural. Modificado de: (1) (16) ............................................... 11 Tabla 4. Composiciones típicas del biogás en función de la fuente de procedencia (17) (13) ............................. 12 Tabla 5. Requisitos y recomendaciones para eliminar las impurezas en el uso de biogás en diferentes aplicaciones (Adaptado de (16)). ............................................................................................................. 14 Tabla 6. Comparación entre las distintas técnicas de valorización de biogás. ...................................................... 26 Tabla 7. Parámetros de las pruebas realizadas......................................................................................................... 35 Tabla 8. Especificaciones técnicas del agitador. ..................................................................................................... 37 Tabla 9. Especificaciones técnicas de la centrifugadora. ........................................................................................ 38 Tabla 10. Datos empleados para el análisis de rentabilidad económica. ............................................................... 45 Tabla 11. Balance de materia de entradas y salidas de la planta de biogás. .......................................................... 51 Tabla 12. Dimensionamiento de la torre de absorción para cada tamaño de planta. ............................................ 52 Tabla 13. Dimensionamiento de todos los equipos de la planta en función de tamaño y escenario.................... 53 Tabla 14. Cálculo de los costes de inversión por tamaño de planta y escenario. .................................................. 53 Tabla 15. Cálculo de los costes unitarios de electricidad por tamaño de planta y escenario. .............................. 54 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Esquema de las etapas de digestión anaeróbica orgánica (2). .................................................................. 4 Figura 2. Número de plantas de biogás totales en Europa 2009-2018 (12). ......................................................... 11 Figura 3. Sistema PSA (16). ..................................................................................................................................... 15 Figura 4. Proceso HPWS (41). ................................................................................................................................. 17 Figura 5. Proceso de absorción con selexol (33). .................................................................................................... 19 Figura 6. Proceso de absorción química (14). ......................................................................................................... 20 Figura 7. Proceso de absorción caustica con regeneración y almacenamiento. Adaptado de (61). .................... 22 Figura 8. Proceso de separación del biogás mediante membranas (8).persso ...................................................... 23 Figura 9. Esquema de un proceso de separación por membranas (1). ................................................................... 24 Figura 10. Proceso de separación criogénica (33). ................................................................................................. 25 Figura 11. Proceso general teórico de revalorización del biogás (81). .................................................................. 29 Figura 12. Esquema caso 1 ....................................................................................................................................... 29 Figura 13. Esquema caso 2 ....................................................................................................................................... 30 Figura 14. Esquema caso 3 ....................................................................................................................................... 31 Figura 15. Esquema general del proceso de captura de biogás. ............................................................................. 33 Figura 16. Carbonato sódico empleado en las pruebas........................................................................................... 34 Figura 17. Cloruro cálcico del proceso. ................................................................................................................... 34 Figura 18. Cloruro magnésico del proceso. ............................................................................................................. 35 Figura 19. Dispositivo para la agitación y calentamiento del carbonato de sodio y precipitador. ....................... 36 Figura 20. Centrifugadora del proceso. ................................................................................................................... 38 Figura 21. Tubo de ensayo tras el centrifugado. ..................................................................................................... 38 Figura 22. Estufa donde tiene lugar el secado de las muestras solidas. ................................................................. 39 Figura 23. Carbonato cálcico o magnésico seco extraído de las pruebas. ............................................................. 39 Figura 24. Rendimiento del cloruro cálcico en el proceso de captación de dióxido de carbono. ........................ 40 Figura 25. Rendimiento del cloruro magnésico en el proceso de captación de dióxido de carbono. .................. 40 Figura 26. Espectros Raman para el carbonato cálcico obtenidos para un volumen de reactor de 5000 mL (81). ................................................................................................................................................................... 41 xi Figura 27. Imagen SEM para el carbonato cálcico obtenida para un volumen de reactor de 5000 mL (81). ..... 42 Figura 28. Coeficiente de transferencia de masa global de diferentes estructuras en varias cargas líquidas (96). ................................................................................................................................................................... 48 Figura 29. VAN obtenido para el escenario 1. ........................................................................................................ 55 Figura 30. VAN obtenido para el escenario 2. ........................................................................................................ 55 Figura 31. VAN obtenido para el escenario 3. ........................................................................................................ 55 Figura 32. Índice de rentabilidad de los 3 escenarios estudiados. .......................................................................... 56 Figura 33. Análisis del precio del metano respecto al tamaño de planta en el escenario 1. ................................. 57 Figura 34. Análisis del precio del metano respecto al tamaño de planta en el escenario 2. ................................. 57 Figura 35. Análisis del precio del metano respecto al tamaño de planta en el escenario 2. ................................. 57 Figura 36. Desviaciones en el primer escenario para 100 m3/h. ............................................................................. 59 Figura 37. Desviaciones en el primer escenario para 250 m3/h. ............................................................................. 59 Figura 38. Desviaciones en el primer escenario para 500 m3/h. ............................................................................. 59 Figura 39. Desviaciones en el primer escenario para 1000 m3/h. .......................................................................... 60 Figura 40. Desviaciones en el segundo escenario para 100 m3/h. .......................................................................... 60 Figura 41. Desviaciones en el segundo escenario para 250 m3/h. .......................................................................... 61 Figura 42. Desviaciones en el segundo escenario para 500 m3/h. .......................................................................... 61 Figura 43. Desviaciones en el segundo escenario para 1000 m3/h. ........................................................................ 61 Figura 44. Desviaciones en el tercer escenario para 100 m3/h. .............................................................................. 62 Figura 45. Desviaciones en el tercer escenario para 250 m3/h. .............................................................................. 62 Figura 46. Desviaciones en el tercer escenario para 500 m3/h. .............................................................................. 63 Figura 47. Desviaciones en el tercer escenario para 1000 m3/h. ............................................................................ 63 Figura 48. Análisis de variación del VAN con respecto al precio del hidróxido de sodio ................................... 64 Figura 49. Análisis de variación del VAN con respecto al precio del carbonato cálcico. .................................... 65 Figura 50. Análisis de variación del VAN con respecto al precio de cloruro cálcico. ......................................... 65 Figura 51. Análisis de variación del VAN con respecto al consumo de energía de la BMED. ........................... 66 1 1 ANTECEDENTES, OBJETIVOS Y ALCANCE l presente documento se basa en los resultados obtenidos en un estudio anterior que se realizó como parte del trabajo de fin de grado por parte del mismo autor, el cual tenía como objetivos el estudio de la absorción del dióxido de carbono que compone el biogás con compuestos alcalinos, y el estudio de la regeneración de hidróxido sódico mediante reacción química con cloruro de calcio o de magnesio, lo cual da lugar a la precipitación de carbonato de calcio o de magnesio. Los resultados que se obtuvieron en este proceso nuevo, el cual se encuentra en fase de desarrollo fueron muy positivos en cuanto a rendimientos de precipitación, por ello se procede a realizar este estudio. El principal objetivo de este proyecto ha consistido en la realización de un análisis tecno-ecónomico de una planta de revalorización de biogás en la que se pretende absorber el dióxido de carbono de la corriente gaseosa con una solución alcalina y la posterior regeneración de la misma. En el estudio se han considerado tres escenarios principales, en los cuales, a su vez, se han considerado cuatro tamaños de plantas diferentes. Los valores de dichos tamaños han sido tomados de estándares europeos en función de la capacidad del caudal de gas a tratar por parte de la planta. Los caudales considerados en el estudio han sido: 100 m3/h, 250 m3/h, 500 m3/h y 1000 m3/h. Los tres escenarios principales considerados y que se desarrollarán a lo largo del documento serán: • Ausencia de economía circular. • Implementación de economía circular de forma parcial. • Implementación de economía circular de forma completa.” Además de esto, se realizarán pruebas escalares experimentales en el laboratorio para los cuatro tamaños de plantas estandarizados con el objetivo de analizar y observar los rendimientos que se obtendrán y con ello, poder obtener unos resultados más precisos acerca de la viabilidad económica de cada planta en un determinado escenario. Para explicar el análisis económico se detallará el modelo empleado para dicho estudio, así como las operaciones realizadas y los resultados obtenidos, además de las variaciones en parámetros fundamentales para observar los cambios en los ingresos y gastos de cada tamaño de planta. E Introducción 2 2 INTRODUCCIÓN l presente capítulo se centra en una introducción general acerca del biogás, abarcando diferentes características e importantes aspectos de dicho gas. El biogás es un gas que se genera debido a la consecución de una serie de reacciones por las cuales se biodegrada la materia orgánica mediante la acción de microorganismos en ausencia de oxígeno, es decir, en un ambiente anaeróbico. Este proceso puede llevarse a cabo de forma artificial en digestores, o de forma natural y espontánea en escenarios como: pantanos, campos de cultivo, zona de ganaderías, sistemas de digestión anaerobia, etc. La composición del biogás consta principalmente de metano y dióxido de carbono, y en menor proporción de sulfuro de hidrógeno, amoniaco, siloxanos, compuestos orgánicos volátiles (COVs) y compuestos halogenados. Además, el biogás suele estar saturado de vapor de agua debido a que se suele originar en un medio húmedo. También puede contener oxígeno y nitrógeno dependiendo del grado de aislamiento del proceso de digestión respecto a la atmósfera. A continuación, se detallará el origen del biogás, se describirán brevemente las etapas del proceso de digestión anaerobia que realizan los microorganismos para producirlo. Además, se mostrarán las composiciones típicas que suele tener dicho gas en función del origen de este, así como las diferencias que existen respecto a otros combustibles, y se explicarán las principales fuentes existentes del gas aparte de los vertederos. 2.1 Introducción La producción de este gas se puede dar a partir de diferentes materias primas orgánicas, como pueden ser el estiércol, el lodo, residuos orgánicos y cultivos entre otras. El proceso de generación del gas se puede dar tanto de forma natural, como de forma artificial como se ha mencionado con anterioridad. Algunas veces este gas es denominado “gas de vertedero” debido a su procedencia, puesto que en los vertederos se producen grandes cantidades del gas debido a la digestión anaerobia de los microorganismos presentes en el lugar, que degradan la materia orgánica. Este gas al estar compuesto básicamente por metano (CH4) y dióxido de carbono (CO2) puede ser usado como una alternativa a las fuentes de energías existentes en la actualidad. Por ejemplo, puede ser empleado como combustible de vehículos, en plantas de generación de energía o como sustituto del gas natural suministrándolo a la red. Además, el metano que conforma el biogás puede ser utilizado como materia prima en otros procesos industriales. E 3 El empleo y producción del biogás tiene las siguientes ventajas medioambientales (1): • Es una fuente de energía renovable. • Puede emplearse como sustituto de combustibles fósiles. • Reduce las emisiones de metano a la atmosfera. • En la producción del gas de forma artificial, además de producirlo, si el digestato residual tiene la suficiente calidad se puede emplear como fertilizante. Los diversos tratamientos que se le pueden aplicar al biogás se dan en función de la composición de este, pero, sobre todo en función de su destino final. Si se quiere emplear este gas como fuente de energía se le deberá realizar un proceso denominado valorización, para que así el gas tenga un alto poder energético. El poder energético está fuertemente relacionado con el contenido de metano, por lo que el proceso de valorización consistirá básicamente en eliminar la mayor cantidad posible de dióxido de carbono, y así el biogás obtenido tendrá una alta concentración en metano, aumentando así su poder energético. El proceso de valorización del biogás permite que este pueda ser empleado como sustituto de combustibles fósiles como el gas natural, el cual es ampliamente utilizado en muchos países. Sin embargo, este proceso aumenta bastante el coste de generación del biogás, por lo que es necesario optimizar dicho proceso para alcanzar un bajo consumo de energía, con el objetivo de obtener un alto contenido en metano en el biogás que se traducirá en un alto poder energético. Cabe mencionar que es muy importante prevenir las emisiones de metano a la atmósfera, ya que se trata de un gas de efecto invernadero y por tanto, no debe estar presente en los efluentes líquidos y gaseosos del proceso. 2.2 Producción de biogás El proceso biológico por el cual se obtiene el biogás es la digestión anaerobia, que se produce en ausencia de oxígeno, y a través del cual se degrada la materia orgánica. Es un proceso metabólico y se realiza en diferentes etapas, las cuales son las siguientes: hidrólisis, etapa fermentativa, acidogénica o acidogénesis, etapa acetogénica o acetogénesis y etapa metanogénica o metanogénesis. En la Figura 1 que se muestra más abajo, se puede observar un esquema de las etapas que conforman la digestión anaerobia, mencionadas anteriormente (2). A continuación, se realizará una breve descripción de cada una de las etapas para detallar la función que realizan. • La hidrólisis tiene como función romper las moléculas complejas más grandes en sus componentes moleculares más sencillos, para que estos puedan ser asimilados por los microorganismos. De esta forma las proteínas se descompondrán en aminoácidos, los lípidos en ácidos grasos de cadena larga y glicerol, los hidratos de carbono en azúcares, la celulosa en celobiosa y glucosa, y la hemicelulosa en pentosa y hexosa. Introducción 4 • En la etapa acidogénica o fermentativa las moléculas más sencillas obtenidas en la etapa anterior se descomponen en ácidos grasos de cadena corta, y, además, se obtienen alcoholes, hidrógeno y dióxido de carbono. Las bacterias que llevan a cabo dichas reacciones pueden crecer bajo condiciones ácidas. Para producir los ácidos grasos, las bacterias requieren el oxígeno y carbono que está contenido en el sustrato, de esta forma se logran las condiciones anaerobias necesarias para los microorganismos productores de metano. • En la tercera etapa del proceso de descomposición, denominada acetogénica, los ácidos orgánicos producidos se transforman en ácido acético, hidrógeno y dióxido de carbono. • En la última etapa del proceso, la llamada metanogénica, ciertos microorganismos llevan a cabo la conversión del ácido acético obtenido en la etapa anterior en metano (metanogénesis acetoclástica) y en dióxido de carbono, mientras que otros microorganismos transforman el hidrógeno en metano y dióxido de carbono (acetogénesis hidrogenotrófica). Figura 1. Esquema de las etapas de digestión anaeróbica orgánica (2). El biogás además de estar compuesto por dióxido de carbono y metano también puede estar formado por otros compuestos, pero en bastante menor medida que los dos componentes principales. Los distintos compuestos que puede contener son: sulfuro de hidrógeno, amoniaco, compuestos orgánicos volátiles e hidrocarburos halogenados. Todos ellos son originados también por la digestión anaerobia de los microorganismos. El contenido de estos compuestos, además del metano y dióxido de carbono, variará en función del tipo de materia orgánica, del tipo de proceso utilizado para la obtención del biogás, así como de factores ambientales como son: 5 pH, temperatura, disponibilidad de nutrientes, nitrógeno y ratio C/N (2). 2.3 Composición del biogás Como se ha explicado en apartados anteriores, la composición del biogás consiste básicamente en metano y dióxido de carbono, aunque también es cierto que lo componen otros compuestos secundarios en bastante menor proporción que los dos principales. Estos compuestos pueden ser el sulfuro de hidrógeno o el amoniaco, que se producen en la digestión anaerobia como consecuencia de la transformación de compuestos que contienen azufre y nitrógeno y, al mismo tiempo que se forman los compuestos principales. La materia orgánica empleada para la producción de biogás es el factor clave que determinará la composición del biogás. Además de este factor, también influirá en la composición la técnica utilizada para degradarla y la forma en que es recogida dicha materia orgánica. Por ejemplo, el biogás producido en los equipos denominados digestores tiene un poder calorífico notablemente superior al de un gas de vertedero, ya que este último es extraído mediante ventiladores lo que hace que se filtre aire en el gas y el primero está mucho más controlado (1). Aparte del metano, que es el componente principal del biogás, el cual le da el valor energético al gas, los demás compuestos que pueden estar presentes en el biogás obtenido por digestión anaerobia se comentan a continuación (1): • Dióxido de carbono: es el subproducto generado por la digestión anaerobia que se encuentra en mayor proporción. Cuanto mayor contenido de este compuesto en el gas, menor será la riqueza energética del gas. • Compuestos de azufre: el azufre normalmente está presente en la materia orgánica empleada, sobre todo en aquellas que tienen una alta concentración de proteínas. A partir de él y por efecto de la degradación de la materia orgánica, se producen compuestos como el sulfuro de hidrógeno o los mercaptanos. Estos compuestos son perjudiciales para la salud y altamente tóxicos. • Agua: el biogás suele estar saturado de vapor de agua. El agua, como el dióxido de carbono, disminuye el valor energético del gas, y, además, puede formar ácidos corrosivos. • Compuestos de Silicio: los siloxanos son compuestos muy presentes en la industria. Estos, tras la combustión se transforman en dióxido de silicio, un compuesto con estructura cristalina conocido como sílice. Si se quiere emplear como combustible (el biogás) se debe evitar su presencia, debido a que sus deposiciones en motores, intercambiadores de calor y otros equipos pueden ocasionar problemas durante su funcionamiento. • Nitrógeno: Se origina debido al aire introducido en el sistema de digestión. El nitrógeno diluye el metano y hace que el potencial energético del biogás se vea reducido. • Oxígeno: También se origina en el sistema a través del aire. El oxígeno es el causante de que las Estado del arte de la producción de biogás 12 Tabla 4. Composiciones típicas del biogás en función de la fuente de procedencia (17) (13) El alto contenido en dióxido de carbono por parte del biogás hace necesaria la limpieza o valorización de este para que pueda ser empleado en las diversas aplicaciones que tiene, a través de técnicas estudiadas y profundamente desarrolladas que se desarrollarán en siguientes subapartados de este capítulo. El biogás puede ser obtenido de diversas fuentes de materia orgánica. Principalmente: desperdicios de animales, residuos sólidos urbanos y aguas residuales (3) (18). Los RSU se acumulan en vertederos y se entierran bajos diferentes capas de tierra, y es debajo de esas capas de suelo donde los microorganismos consumen el oxígeno para que se pueda dar la posterior digestión anaerobia de la materia orgánica de dichos residuos. El gas producido tiene una composición similar a la del biogás, aunque puede tener en su composición otros gases provenientes de la digestión de dichos residuos. (3) (19). En el agua residual la digestión anaerobia se produce para reducir los lodos producidos debido a los tratamientos que se le aplica al agua residual. Este proceso no está tan extendido como el que tiene lugar en los vertederos. La digestión anaeróbica proporciona un ahorro energético, debido a la reducción de la carga orgánica que debe ser destruida en el tratamiento de aguas residuales y convirtiendo las plantas de tratamiento de aguas residuales en productoras de energía (3) (20). Actualmente, en diferentes países existe la costumbre de recoger los RSU y mezclarlos con otras corrientes en plantas de generación de energía o bien, depositarlos éstos en vertederos, aunque como se explicó en el anterior capitulo, esto no es lo mejor desde el punto de vista energético, ya que la fracción orgánica podría ser separada y utilizada como substrato para la digestión anaeróbica (3) (21). Composición (% vol) Residuos agrícolas Vertederos Basura industrial Metano 50-80 50-80 50-70 Dióxido de Carbono 30-50 20-50 30-50 Nitrógeno 0-1 0-3 0-1 Sulfuro de hidrógeno 0,70 0,10 0,8 Amoniaco Trazas Trazas Trazas Hidrógeno 0-2 0-5 0-2 Oxígeno 0-1 0-1 0-1 Monóxido de carbono 0-1 0-1 0-1 Siloxanos Trazas Trazas Trazas Agua Saturación Saturación Saturación 13 3.2 Aplicaciones y uso del biogás La energía característica contenida en el biogás puede ser empleada con diferentes propósitos, como la producción de electricidad o calor, producción de vapor a nivel industrial, como combustible para los vehículos e incluso se puede usar como sustituto del gas natural inyectándolo a la red, siempre y cuando se cumplan las medidas legislativas establecidas en cada país (8) (22). La forma más común de aprovechar la energía contenida en el biogás para producir calor es mediante la combustión. Si lo contiene, el único componente que se debe de separar es el agua, dicha separación se realiza normalmente drenando el sistema de tuberías o secando la corriente. Desde un punto de vista medioambiental, la separación del sulfuro de hidrógeno (H2S) supondría un beneficio, ya que no se emitiría a la atmósfera como un contaminante (23) (24). El biometano, que se obtiene tras someter al biogás a un proceso de limpieza o purificación, se puede utilizar como combustible en vehículos en la forma de CNG (gas natural comprimido) o LNG (gas natural licuado). Primeramente, se elimina el dióxido de carbono de la composición del biogás. Posteriormente se seca el gas para eliminar el agua que puede producir posibles condensaciones en la etapa de compresión posterior al eliminado de dióxido de carbono (3). Otros posibles usos del biogás son los siguientes: como combustible para estufas o calderas, combustible para motores y turbinas de gas en la producción de electricidad o como combustible para celdas de combustible, entre muchos otros (20). Los vehículos ideales para funcionar con biogás son aquellos denominados vehículos ligeros, que son diseñados para funcionar con gasolina y con CNG, en tanques separados, es decir, pueden funcionar con diferentes tipos de combustibles. Sin embargo, los vehículos denominados pesados son diseñados para funcionar con tan solo un tipo de combustible. Cuando se usa gas natural en lugar de diésel, se logra reducir las emisiones de NOx en un 60-80%, entre un 10-70% las de COx y un 60-80% las de partículas (3) (20). El biogás obtenido mediante co-fermentacion del estiércol junto con cultivos energéticos o residuos agrícolas pueden tener niveles de sulfuro de hidrógeno entre 100 y 3000 ppm. Los CHPs que se utilizan principalmente para biogás requieren de unos niveles de sulfuro de hidrógeno por debajo de 250 ppm, para evitar una corrosión excesiva y el costoso deterioro del aceite empleado para lubricación. (23) (25) La principal ventaja de la inyección de biogás en la red de suministros de gas natural es que ya cuenta con la infraestructura instalada y preparada para ser utilizada, haciendo posible esto una disminución del coste de inversión y que el uso del biogás sea mucho más eficaz. Sin embargo, esta ventaja se ve eclipsada por altos costos de otras inversiones y costes de operación, así como por las barreras regulatorias impuestas por los gobiernos y las empresas (permisos, estándares de calidad, pruebas y monitorización de gases, etc.) (3) (6). Los requisitos que debe tener o cumplir el biogás en las diferentes aplicaciones mencionadas son las siguientes, ver Tabla 5 Estado del arte de la producción de biogás 14 Tabla 5. Requisitos y recomendaciones para eliminar las impurezas en el uso de biogás en diferentes aplicaciones (Adaptado de (16)). Aplicación Sulfuro de hidrógeno Dióxido de carbono Agua Siloxanos Caldera < 1000 ppm No permitido No permitido No permitido Horno Permitido No permitido No permitido No permitido Motores < 250 ppm No permitido No permitido Permitido Combustible para vehículos Permitido Recomendado Permitido No permitido Red de gas natural Permitido Permitido Permitido Eventualmente El dióxido de carbono que es separado o eliminado de la corriente de biogás se puede emplear en diferentes áreas con distintos objetivos. Los estudios realizados por distintos expertos en el tema de CCU (captura y utilización de dióxido de carbono) advierten de diferentes aplicaciones donde el dióxido de carbono puede ser empleado en estado gaseoso como materia prima (26) (27) (28). Algunos de ellos son, por ejemplo, para la recuperación mejorada de petróleo (especialmente utilizado en Norte América) (29). También puede actuar como nutriente para el crecimiento de las plantas, en el proceso de carbonatación de residuos de bauxita y para producir carbonatos o bicarbonatos que sirven de materias primas para otras industrias (20) (30). 3.3 Tecnología de purificación de biogás El principal objetivo de las técnicas que se detallarán a continuación es el de separar el dióxido de carbono del biogas. La eliminación del dióxido de carbono es la piedra angular de la recuperación y purificación del biogás, y las principales técnicas para separar dicho componente serán las bases de este apartado. Como se ha mencionado con anterioridad, también es importante eliminar el sulfuro de hidrógeno y el agua para que no se produzca corrosión cuando se utilicen calderas o combustión con cogeneración (CHPs). Como se ha mostrado antes, el biogás no tiene un alto porcentaje de estos compuestos por lo que pueden ser eliminados con facilidad (16). Actualmente, en la práctica existen varias ténicas empleadas a nivel industrial para cumplir con este objetivo: la absorción física y química, la adsorción, la permeación de un gas a través de membranas y métodos de criogenia (31). Por otro lado, existen tecnologías en desarrollo y con gran viabilidad en un futuro, como pueden ser: la adsorción a presión (PSA), lavado con agua a alta presión (HPWS), lavado físico orgánico (OPS), lavado con aminas (AS), 15 lavado con disolvente inorgánico (ISS), separación con membrana (MS) y separación criogénica (CS) (8). Para la separación de otros componentes como el sulfuro de hidrógeno, se requiere una etapa de prelavado antes de llevar a cabo las operaciones mencionadas arriba (32). 3.3.1 Adsorción a presión (PSA) La adsorción es un fenómeno por el cual un sólido o un líquido retienen o atrapan en su superficie gases, vapores, líquidos o cuerpos disueltos. Los sistemas de adsorción basados en este fenómeno funcionan de la misma manera, donde hay una transferencia de un soluto contenido en una corriente gaseosa a la superficie de un material adsorbente (8). En los sistemas PSA los gases indeseables contenidos en el el biogás, como son el dióxido de carbono, el oxígeno o el nitrógeno son retenidos y atrapados mediante zeolitas o carbón activo a diferentes valores de presión. Debido a esta técnica el biogás producido con ella está libre de sulfuro de hidrógeno porque el material adsorbente también adsorbe este compuesto, pero a diferencia de la adsorción de dióxido de carbono, es irreversible. Para que no se destruya el material adsorbente, el sulfuro de hidrógeno se elimina en una etapa previa e independiente (1) (16). Las plantas de PSA con el objetivo de eliminar el dióxido de carbono de la corriente de biogas funciona de la siguiente manera: Primero se realiza un lavado de la corriente, y posteriormente el biogas se dirige a los condensadores donde se elimina el agua de la corriente, y después pasa a través de un filtro de partículas antes de ser comprimido a 4-7 bares (13). El siguiente compuesto en ser eliminado es el sulfuro de hidrógeno. Esta eliminación se lleva a cabo normalmente a través de una columna de carbón activado (14). Eliminado ya este compuesto, el gas es enfriado en un refrigerador en el cual el vapor de agua condensa y se elimina, en ese momento el gas puede entrar en los lechos de adsorción del sistema PSA para incrementar la concentración en metano (33). A continuación, en la Figura 3 se muestra el esquema general de un sistema PSA Figura 3. Sistema PSA (16). Mediante esta técnica se obtiene un biogas mucho más limpio que con el resto de las técnicas que se explicarán a continuación. Además, los recursos requeridos por el sistema no son muy numerosos, por lo Estado del arte de la producción de biogás 16 que esta ventaja la hace adecuada para muchos procesos. Por ejemplo, esta tecnología es seca, es decir, no consume agua y no produce residuos acuosos tampoco (34). El sistema tampoco necesita aporte de calor, aunque la demanda eléctrica del proceso es importante porque el sistema PSA requiere la compresión del biogás. Además, se necesita un condensador para eliminar la humedad del gas y para enfriarlo tras la compresión en el caso de que no pueda ser enfriado mediante agua (14) Sin embargo, tiene una serie de desventajas como que se requiere un proceso más sofisticado y un mayor control de este, incluyendo la recirculación de una parte del gas para evitar las perdidas excesivas de metano (35). Otra desventaja es la gran probabilidad de ensuciamiento debido a la existencia de contaminantes en el biogás (33). Algunos expertos están de acuerdo en que el máximo rendimiento de metano alcanzado es del 91% por este sistema, aunque otros piensan que se pueden alcanzar rendimientos del 95-99% añadiéndole una etapa previa eficiente (21) (20) (36). Las pérdidas del metano se suelen mover entorno al 2-4% (24) (37). El principal factor influyente en este tipo de sistemas es saber elegir el material adsorbente que tenga tanto una alta selectividad para adsorber dióxido de carbono como que sea capaz de eliminar otros contaminantes al mismo tiempo (8). La elección debe ser basada en el diámetro de la molécula del componente que tiene que ser adsorbido, de manera que el adsorbente tenga una fácil penetración del dióxido de carbono y retenga las moléculas de metano, o lo que es lo mismo, un diámetro de poro adecuado (38). Debido al pequeño diámetro de poro que presentan, adsorbentes como zeolitas catiónicas, silicatos, alúminas o carbono activado son extensamente empleados comercialmente y la tecnología que les rodea es muy avanzada (39). Para la limpieza del biogás, las propiedades deseables que el adsorbente debería tener son las siguientes (36) (40): • Superficie de contacto básica, de manera que pueda ser fácilmente atraído por el carácter acido del dióxido de carbono. • Diámetro del poro del adsorbente adecuado para el diámetro de partícula del dióxido de carbono, pero no para el metano. • El material debe de ser fácilmente desorbido o regenerado, con un bajo consumo de energía para ello. 3.3.2 Absorción La absorción es el proceso por el cual se separa uno o más componentes de una mezcla gaseosa con la ayuda de un solvente líquido. De acuerdo con la definición del proceso se puede concluir que este proceso consistirá en un lavado de la corriente de biogás con un líquido que a través de algún principio físico o químico capture el dióxido de carbono. Dicho líquido normalmente es regenerado para su posterior utilización (1). Algunos ejemplos de absorción física son: lavado con agua a alta presión (HPWS) y lavado físico orgánico (OPS), mientras que dos ejemplos de absorción química serian: lavado con aminas (AS) y lavado con disolvente inorgánico (ISS) (17). A continuación, en los siguientes subapartados se describirán estos procesos más 17 detalladamente. 3.3.2.1 Lavado con agua a alta presión (HPWS) Esta técnica tiene la posibilidad absorber simultáneamente dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, dando como producto un biogás rico en metano. Este proceso es capaz de eso debido a que estos dos compuestos son mucho más solubles en comparación con metano, agua y nitrógeno. Por tanto, se debe conocer la solubilidad de los compuestos del gas en el agua para poder usar correctamente esta técnica (41). El proceso normalmente se lleva a cabo en columnas de relleno, optimizando las condiciones de operación para alcanzar altos niveles de eliminación de dióxido de carbono, lo que normalmente conduce a un mayor consumo de energía (42). A continuación, se muestra un esquema general de este tipo de proceso, ver Figura 4. Figura 4. Proceso HPWS (41). El esquema que se muestra es de un Sistema de absorción con agua y con regeneración. La presión con la que opera dicho sistema es de 9-12 bares (16). El primer paso es eliminar el agua condensada del biogás, para posteriormente, comprimir el biogás y alimentarlo al lecho de absorción donde también entrará en contracorriente un caudal de agua que desciende desde la parte superior del lecho. En el lecho ocurre la absorción del dióxido de carbono por parte del agua, mientras que el biogás se enriquece en metano. El gas revalorizado que se obtiene está saturado de agua, por lo que debe ser secado antes de ser utilizado. El lecho contiene relleno aleatorio para aumentar la superficie de contacto entre el líquido y el gas (13) (33) El sistema tiene un separador flash debido a que el metano es parcialmente soluble en agua, por lo que el agua se lleva allí para reducir o evitar las pérdidas de metano. En este separador flash se disminuye la presión para liberar el gas disuelto, que contiene metano. Este gas se recircula a la alimentación de biogás, antes de la etapa de compresión (13). Estado del arte de la producción de biogás 18 Una vez pasada por el flash, posteriormente el agua es enviada a la columna de desorción para separar el dióxido de carbono disuelto haciendo pasar una corriente de aire a contracorriente. La columna de desorción también contiene un relleno aleatorio que cumple la misma misión que en la columna de absorción. El agua que sale de la torre de desorción se vuelve a enviar a la torre de absorción limpia, mientras que el aire emitido a la atmósfera contiene dióxido de carbono y una pequeña fracción de metano. Para prevenir problemas de olor y capturar el sulfuro de hidrógeno, la corriente gaseosa se pasa a través de un filtro antes de ser emitido a la atmósfera. Por medio de esta técnica se puede llegar a obtener un biometano con una pureza de un 95-97% (43), con un solo paso por columna, pudiendo aumentar dicha pureza si se recirculara. Además, cabe mencionar que, algunos estudios han logrado un 99,1% de reducción en siloxanos y un 99,9% en compuestos halogenados al aumentar la presión de operación a 20-25 bares (44). La técnica del lavado con agua presión tiene una serie de ventajas como que es una tecnología simple y ampliamente usada en la industria y relativamente barata. Además, el lavado con agua tiene pocas pérdidas de metano (por debajo del 2%) debido a la enorme diferencia de solubilidades entre el metano y el dióxido de carbono (45) (20). La principal desventaja de la absorción con agua es que posee una menor eficiencia que otros procesos en términos de energía. También cuando se usa esta técnica se consumen pocos recursos, siendo el más importante y principal el agua. El volumen de agua requerido varía con los diferentes tamaños y condiciones de operación, pero se puede establecer un consumo promedio de 0,5-5 m3/día. Además, se necesita también aceite para los compresores (su calidad depende del tipo de compresor) y se requieren pequeños volúmenes de agentes antiespumantes (46). 3.3.2.2. Lavado físico orgánico (OPS) Este proceso es bastante parecido al anterior, al lavado con agua, con la principal diferencia que el dióxido de carbono es absorbido por un disolvente orgánico (47) (13). Un disolvente orgánico puede ser el polietilenglicol, donde el dióxido de carbono es mucho más soluble en este disolvente que en agua, por lo que esto significa que, para el mismo caudal de gas en cuestión, el caudal de líquido que se requiere será menor y, por lo tanto, se requerirá un equipo de menor tamaño, lo cual tiene un efecto positivo en los costes de inversión. Aunque se alcanzan rendimientos similares con ambos métodos (48). La solución del disolvente orgánico, el polietilenglicol, se regenera normalmente a través de un calentamiento o despresuración. Además, el sulfuro de hidrógeno, el agua y el oxígeno se pueden eliminar también con el dióxido de carbono si no se han eliminado previamente en el proceso de limpieza del biogás. Algunos ejemplos comerciales de disolventes orgánicos son el Selexol y el Genosorb (1) (45). La Figura 5 muestra un esquema del sistema de absorción con Selexol utilizado en una planta en Suecia (33). Primeramente, el sulfuro de hidrógeno se elimina del biogás, y, a continuación, se enfría el gas, y con ello el agua condensada se elimina para comprimir el biogás y enfriarlo de nuevo antes de introducirlo a través de la cola del lecho de absorción, que opera a una presión de 6-8 bares (17). Para poder mantener un contacto en contracorriente entre el gas y el líquido, el selexol se introduce por la parte superior de la torre. En este proceso, la torre también contiene relleno aleatorio con el mismo objetivo que en los anteriores procesos, para aumentar 19 la superficie de contacto entre gas y líquido, y así aumentar la transferencia de materia. Cuando el gas sale por cabeza de la torre, este sale enriquecido en metano. Como en el lavado con agua, en este proceso también hay un separador flash con la misma función debido a que el dióxido de carbono es soluble en selexol, y, por tanto, para minimizar las pérdidas de metano, la corriente líquida se lleva al separador flash, donde se reduce la presión. La mezcla gaseosa que se genera se recircula a la entrada del compresor para recuperar el metano que contiene. De la misma forma que en el lavado con agua, el Selexol que abandona el separador flash se lleva a una columna de desorción para regenerarlo, donde se pone en contracorriente con un caudal de aire que hace que el dióxido de carbono se desorba. El Selexol regenerado se enfría y se utiliza de nuevo en la columna de absorción (33). En esta tecnología también se consumen y se necesitan relativamente pocos recursos. El primero de ellos es el lecho de carbón activo para la eliminación de sulfuro y para la prueba de gases durante el análisis de los equipos. A diferencia de la absorción con agua, en la absorción con disolventes orgánicos, no se requiere el consumo de agentes antiespumantes o agua, aunque es necesaria una pequeña adición de disolvente orgánico por las pérdidas causadas por la evaporación de estos compuestos. A esto se debe agregar que el disolvente orgánico tiene un coste más alto que el agua (8) (14). El consumo energético es el mismo o parecido que en el proceso anterior, ya que también se necesitarán compresores, bombas y enfriadores. Del mismo modo, el consumo de energía depende del tamaño de la unidad, pero no de la concentración de metano en el biogás. Este consumo es de 2,2-0,25 kWh/Nm3 de biogás (14). 3.3.2.3 Lavado Químico En este proceso, la absorción se produce de forma química, por lo que implica que ocurren reacciones entre la sustancia absorbida y el componente absorbente. Dentro de los compuestos orgánicos, las aminas son Figura 5. Proceso de absorción con selexol (33). Estado del arte de la producción de biogás 20 típicamente las más comúnmente usadas para la eliminación de gases como el dióxido de carbono o el sulfuro de hidrógeno ya sea en la forma de Dietanolamina (DEA), Monoetanolamina (MEA) o Metildietanolamina (MDEA). En cuanto a los componentes inorgánicos, generalmente consisten en una solución acuosa de una sal alcalina como tal como el hidróxido de sodio, potasio, amonio o calcio (17) (8). En el proceso de absorción química con aminas, la reacción es muy selectiva, por lo que las pérdidas de metano que se pueden dar estarían por debajo del 0,1% y podría obtenerse un 99% de pureza en el metano (1) (45). Los parámetros típicamente empleados en la operación son de un valor de 120ºC y 1-2 bares de presión (49). Sin embargo, a causa de la evaporación a la que se ve sometida durante el proceso, una parte de la disolución de amina se pierde, la cual debe ser reemplazada (16). La regeneración de la disolución se realiza separando el dióxido de carbono de las aminas mediante calentamiento con vapor en el cual el dióxido de carbono vuelve a la fase gaseosa inicial. Esta regeneración es un proceso que implica un consumo de energía bastante alto (8) (1) (50). Algunos expertos han logrado importantes reducciones en términos energéticos de casi un 30%, alcanzando una eficiencia de captura de dióxido de carbono del 90% (48) (51). La Figura 6 muestra el esquema típico de operación de la absorción química. Dentro de la columna el contacto entre el gas y líquido ocurre a contracorriente, de forma que el dióxido de carbono es absorbido químicamente en el líquido, permitiendo que la corriente de gas que sale por cabeza sea enriquecida en metano. Figura 6. Proceso de absorción química (14). La solución líquida abandona la columna de absorción por la parte inferior de esta, para regenerarse en una columna de desorción mediante calentamiento con vapor. Después de la regeneración, la solución de amina se enfría antes de volver a la columna de absorción. Las ventajas que presenta esta técnica son la alta selectividad de las aminas por el dióxido de carbono y la gran reducción de volumen que implica este proceso con respecto a otros. Por ejemplo, la absorción química puede disolver 1 o 2 órdenes de magnitud más de dióxido de carbono por unidad de volumen que si se emplease la absorción con agua. Por otro lado, si hay calor residual que pueda ser empleado en la etapa de absorción, el consumo global de energía sería menor que en otros casos como la absorción con Selexol o con agua (45) (33). 21 En términos de consumo, se requiere el uso de agua, de electricidad y de algunos compuestos químicos. El consumo eléctrico depende de la capacidad con la que los equipos estén funcionando: con el mínimo consumo más bajo a la carga máxima, es de 0,12 kWh/Nm3/h, y el mayor consumo a la carga mínima, de 0,14 kWh/Nnm3/h. Además, la columna de desorción requiere calor para regenerar las aminas, cuyo consumo es aproximadamente 0,55 kWh/Nm3/h de biogás (33). Para el caso de la absorción química con compuestos inorgánicos se suelen emplear compuestos alcalinos para poder transformar el dióxido de carbono contenido en el biogás en una sal carbonatada a través de la precipitación. De esta forma, el dióxido de carbono puede ser devuelto al medioambiente de una forma segura (52). Uno de los disolventes más utilizados es el hidróxido de sodio (NaOH), principalmente debido a su fuerte carácter alcalino que le permite ser completamente ionizado en agua y ha sido profundamente estudiado por muchos investigadores (53) (54) (55) (56). Comparado con otros disolventes es bastante más barato, la disponibilidad de este, la capacidad de captura teórica y la posibilidad de formar un subproducto no contaminante, (57) hace al hidróxido sódico un serio aspirante para la captura de dióxido de carbono en la purificación de biogás. La solución de hidróxido sódico se emplea en rangos de concentraciones típicos entre un 5-15% absorbiendo el dióxido de carbono y formando una solución de carbonato de sodio como se indica en la Ecuación 1 (53) (58). 2NaOH (aq)+CO2→Na2CO3(aq)+H2O(l) Ec. 1. Algunos autores en sus estudios alcanzaron eficiencias de captura de alrededor del 60% con una concentración del 5% de hidróxido sódico (53), mientras que otros expertos alcanzaron un 90% de eficiencia de eliminación (47). La fácil regeneración vía carbonatación del dióxido de carbono que tiene este compuesto es otra ventaja de utilizarlo como disolvente. Se utiliza calcio como agente precipitante, ver Ecuación 2. Esta técnica ha sido utilizada por varios investigadores, los cuales han usado tanto hidróxido de calcio como residuos con un alto contenido en calcio para solidificar permanentemente el dióxido de carbono (53) (30) (59). Na2CO3(aq)+Ca(OH)2(s)→2Na(OH)(aq)+CaCO3(s) Ec. 2. Otro absorbente inorgánico frecuentemente empleado para la captura de dióxido de carbono es el KOH, por las mismas razones que el hidróxido sódico. La desventaja más importante y principal diferencia con respecto al hidróxido sódico es que, el potásico es un poco más caro, pero su coste podría ser reducido si es posible vender el carbonato de potasio formado en la reacción de absorción que se puede observar en la Ecuación 3, o regenerando el hidróxido potásico de un modo similar al sódico, ver la Ecuación 4 (59). 2K(OH)(aq)+CO2(g)→K2CO3(aq)+H2O (l) Ec. 3. K2CO3(aq)+Ca(OH)2(s)→2KOH(aq)+ Ca2CO3(s) Ec. 4. Con el hidróxido potásico los rendimientos de eliminación de dióxido de carbono que pueden llegar a alcanzarse son ligeramente inferiores a los conseguidos con el hidróxido sódico, del orden del 70-80% (60) (61). 28 4 DEFINICIÓN DEL PROCESO DE ESTUDIO El proceso de purificación del biogás estudiado consiste en la absorción del dióxido de carbono de la corriente de dicho gas por medio de un compuesto alcalino como el hidróxido de sodio (NaOH) en una torre de absorción, que como hemos visto en el capítulo anterior, es uno de los procesos más baratos y respetuosos con el medio ambiente. El biogás empleado en el proceso está compuesto básicamente por un 60% de metano y un 40% de dióxido de carbono, aunque en su composición se pueden encontrar otras impurezas, por ejemplo, sulfuro de hidrógeno o siloxanos. La limpieza del biogás permite obtener un biometano de alta pureza, que puede sustituir al gas natural tradicional. En la Figura 11 se esquematiza el proceso seguido para la revalorización de biogás y la posterior regeneración de la solución alcalina. El proceso se divide en tres etapas principales según las operaciones más importantes realizadas en él. La primera etapa es la revalorización del biogás, que tiene lugar en una torre de absorción donde se produce la captación del dióxido de carbono contenido en el gas con una disolución alcalina. Como se mencionó anteriormente, se analizarán cuatro tamaños de plantas respecto al caudal de biogás; tamaños para caudales pequeños de 100 y 250 m3/h; tamaños de caudales medianos 500 m3/h; y por último, tamaños para grandes caudales de 1000 m3/h. La segunda etapa que se puede identificar en el proceso es la etapa del precipitador, donde llega la solución que sale por la parte inferior de la torre, y ocurre la precipitación del carbonato captado en la primera etapa mediante el uso de compuestos como el cloruro cálcico (CaCl2) y el magnésico (MgCl2). De esta forma, el dióxido de carbono atrapado precipita en forma de carbonato cálcico (CaCO3) o magnésico (MgCO3) y el compuesto alcalino, el sodio (Na), se mezcla con el cloro (Cl) y sale en forma de cloruro sódico (NaCl) hacia la siguiente etapa. Y, por último, la tercera etapa es la electrodiálisis con membrana bipolar. La solución salida del precipitador pasa por una serie de equipos intermedios que tienen como objetivo preparar dicha disolución para que los equipos del proceso no resulten dañados a causa de la recirculación. Estos equipos son el ablandamiento que elimina el calcio o magnesio sobrante y una destilación con membrana para que la disolución tenga la concentración adecuada para el proceso de electrodiálisis. 29 Figura 11. Proceso general teórico de revalorización del biogás (81). El análisis económico de este proceso se realizará en tres escenarios diferentes que se comentarán a continuación. Se definieron tres escenarios básicamente para observar cómo influye la implementación de la economía circular en la rentabilidad de este proceso, debido a que se generan subproductos que pueden incrementar los ingresos al ser vendidos, y así mejorar la economía de la planta. Además de mejorar la rentabilidad, con la implantación de la economía circular se mejora la respetuosidad del proceso con el medioambiente. El primero de ellos consta de tan solo dos equipos y una sola etapa, en donde se produce la absorción del dióxido de carbono de la corriente de biogás con el hidróxido sódico en la torre de absorción. Posteriormente a esta etapa la disolución producida por la reacción química se lleva a tratamiento fuera de la planta. En este escenario no hay nada de implantación de economía circular ya que no se aprovecha ningún subproducto producido. Todo esto, incluido la reacción se plasma en la Figura 12. Figura 12. Esquema caso 1 El segundo escenario estudiado persigue la introducción parcial de economía circular mediante la recuperación del dióxido de carbono como carbonato cálcico o magnésico. Inmediatamente después de la etapa de absorción Definición del proceso de estudio 30 en la torre, el carbonato sódico se transporta a un reactor de precipitación donde se añade un reactivo, en este caso el cloruro cálcico o magnésico, para poder separar el carbonato del sodio y obtener caliza para que se puedan conseguir más ingresos adicionales. El otro subproducto obtenido es el cloruro sódico, el cual se lleva a tratamiento fuera de la planta. Los procesos mencionados pueden verse en la Figura 13. Figura 13. Esquema caso 2 Y, por último, el escenario tres es aquel en que la economía circular es completa, ya que se añade una serie de etapas posteriores a la precipitación para poder regenerar el hidróxido sódico partiendo de una solución de cloruro sódico formada en la etapa del precipitador. En este escenario se añaden una etapa de ablandamiento para eliminar el calcio que pueda quedar disuelto para que no originen daños e incrustaciones en los equipos del proceso debido a la recirculación empleada. Además, se le añade una etapa de destilación con membranas previa a la membrana bipolar, que tiene como objetivo disminuir la cantidad de agua de la corriente de salida del ablandador y recuperar agua con calidad suficiente para ser reutilizada. Por otra parte, se añade también la etapa de electrodiálisis con membranas bipolares, la cual se encarga de regenerar por completo el sodio que circula por la corriente y transformarlo en hidróxido sódico y, además, de producir cloruro de hidrógeno, otro subproducto más para poder obtener más ingresos. Por último, el hidróxido sódico recuperado se lleva a una destilación con membrana para reajustar la concentración de la disolución con agua y poder así reintroducirla a la torre. Así, se fomenta la recuperación de materias primas para mejorar la economía de la planta y ser más respetuoso con el medioambiente ya que se vierten menos residuos al exterior. La Figura 14 muestra todo lo explicado anteriormente para que se pueda entender mejor y se tenga una idea visual del proceso. 31 Figura 14. Esquema caso 3 Metodología 32 5 METODOLOGÍA n este capítulo se detallará la metodología empleada para realizar tanto el proceso experimental como la estimación económica de los tres escenarios seleccionados. Respecto al tema experimental, se explicará el número de pruebas realizadas en el laboratorio, los materiales que se requerirán y su determinada función, los parámetros de operación fijados y los equipos necesarios para poder simular correctamente el proceso escalar. Se calcularán los rendimientos de captación de dióxido de carbono y se mostrarán. También se comentará el por qué la elección de un precipitador en detrimento del otro explicando una serie de ventajas. El análisis de rentabilidad se realizó por el método del flujo de caja descontado (FCD) el cual se fundamenta en la regla del valor presente. Esta regla nos dice que el valor de cualquier activo financiero es el valor presente de sus flujos de caja futuros. Para realizar dicho análisis, se tomarán en cuenta en cuenta parámetros como el VAN (valor actual neto) y el IR (índice de rentabilidad). Para obtenerlos y realizar un seguimiento de la economía se tendrán en cuenta todos los costes de la planta, tanto fijos como variables dependiendo del escenario y tamaño de planta estudiado, además de los ingresos totales, los cuales también varían en función del escenario y tamaño analizado. 5.1 Metodología experimental Las pruebas experimentales se realizarán con la finalidad de analizar el rendimiento de captación de dióxido de carbono por parte de los precipitadores, y poder así decantarse por el que presente mayores ventajas para el proceso estudiado. Como se ha mencionado anteriormente, en este estudio se emplearon dos compuestos como precipitadores, el cloruro cálcico y el cloruro de magnesio. Estas pruebas experimentales simularán la salida de la torre de absorción, es decir, inmediatamente después de que el dióxido de carbono sea absorbido por la disolución alcalina, en este caso estudiado, el hidróxido sódico. A continuación, se muestra un esquema general de la planta al completo para poder situar mejor este apartado, ver Figura 15. E 33 Figura 15. Esquema general del proceso de captura de biogás. El proceso reflejado con el nombre de precipitación, el cual se encuentra redondeado de un color rojizo, es la equivalencia con las pruebas escalares en el laboratorio. Aunque se analizaron tres escenarios principales la precipitación se sitúa en el mismo lugar en cada uno de ellos, excepto en el primero, que no existirá tal proceso debido a que no habrá nada de economía circular. En el análisis económico se reflejará como influye la existencia o no de este proceso en la planta. En la Figura 15 se puede observar las reacciones que se da en el caso de usar cloruro cálcico o magnésico. Se puede ver como el dióxido de carbono precipita en forma de carbonato, justo como se explicó en el capítulo anterior sobre técnicas de depuración de biogás. Una vez situado este apartado en el proceso, se explicará en profundidad los parámetros, materiales y equipos necesarios para realizar dichas pruebas experimentales. 5.1.1 Materiales Para simular el proceso escalar en el laboratorio mediante las pruebas mencionadas anteriormente el primer compuesto necesario fue el carbonato sódico (Na2CO3). El material que se empleará en estos casos tiene una pureza de un 99,5%. El carbonato de sodio es la solución que se obtendría tras una absorción de dióxido de carbono con hidróxido de sodio, que tiene lugar en la columna de absorción del proceso, por lo que para estos ensayos se ha simulado esta solución en diferentes concentraciones. En la Figura 16 se puede ver como es el compuesto empleado. Metodología 34 Figura 16. Carbonato sódico empleado en las pruebas. El segundo compuesto requerido para el proceso fue el cloruro cálcico, el cual se empleará como precipitador para atrapar el carbonato en la torre de absorción, es decir, este compuesto tiene la función de sal en dicho proceso. Tiene un gran poder de carbonatación gracias al contenido en calcio que posee, y por ello se puede dar la reacción entre este compuesto y el carbonato formado. El material empleado en el proceso experimental también tendrá una pureza de un 99,5%. Se puede observer en la Figura 17. Figura 17. Cloruro cálcico del proceso. El último compuesto necesario para realizar las pruebas fue el cloruro de magnesio, el cual tiene la misma función que el compuesto anterior, el cloruro cálcico. Se realizarán las pruebas con estos dos precipitadores para ver cual tendrá mejor rendimiento y cual funcionará mejor en el proceso. Más adelante se mencionará cuál de las dos es mejor elección para este determinado proceso. La pureza de este precipitador también es del 99,5%. Para observar este compuesto se adjunta la Figura 18. 35 Figura 18. Cloruro magnésico del proceso. 5.1.2 Parámetros y proceso de operación Una vez explicado los compuestos que se emplearán en las pruebas se mostrarán las reacciones implicadas en el proceso para tener una idea de que se obtendrá después de la precipitación. A continuación, se puede observar dichas reacciones, ver Ecuaciones 6 y 7. Na2CO3(aq)+CaCl2(aq)→2NaCl(aq)+CaCO3(s) Ec. 6. Na2CO3(aq)+CaMg2(aq)→2NaCl(aq)+MgCO3(s) Ec. 7. El conjunto de pruebas realizadas se lleva a cabo con unos parámetros determinados fijados, debido a que, en el anterior proyecto, se comprobó cuáles eran los valores óptimos de estos factores (80). En este set de pruebas experimentales solo se varió el volumen de la disolución para ver cómo influye está en el rendimiento de captación de los precipitadores empleados. Con ello los parámetros de operación que se midieron son los siguientes, ver Tabla 7. Tabla 7. Parámetros de las pruebas realizadas. Pruebas T. de reacción (min) Temp. (ºC) Relación molar Volumen (ml) 1 30 30 1,2 100 2 30 30 1,2 200 3 30 30 1,2 500 4 30 30 1,2 1000 5 30 30 1,2 2000 Metodología 36 Cada prueba que se realizará tiene el mismo proceso, el cual se puede dividir en unas tres etapas, por así decirlo, dentro del laboratorio. Dichas tres etapas son las siguientes: • Reacción. • Centrifugación. • Secado y extracción del sólido. La primera etapa del proceso es la de Reacción. Las reacciones que tienen lugar son las vistas anteriormente en las ecuaciones 6 y 7. En primer lugar, se introduce la cantidad de captador (Na2CO3) que proceda en un vaso de precipitado, dicho vaso variará su tamaño en función de las necesidades de la reacción, ya que como hemos visto en la Tabla 7 se varía el volumen en cada prueba. Una vez introducido el captador, se enrasa el vaso con agua hasta el volumen deseado de disolución. Posteriormente, este procedimiento se repetirá para el precipitador empleado, cloruro cálcico o cloruro magnésico. Una vez enrasados con agua, ambos vasos se colocan en un agitador magnético a través del cual, mediante un imán se agita la disolución para que se disuelvan los compuestos, y, además, el agitador los calienta hasta la temperatura de reacción deseada, en estos casos de 30ºC. Se calientan las dos disoluciones con el objetivo de que no se produzca un choque térmico cuando se mezclen. Para tener una idea visual de como es este agitador se muestra la Figura 19, la cual refleja este instrumento. Figura 19. Dispositivo para la agitación y calentamiento del carbonato de sodio y precipitador. Las especificaciones técnicas de este equipo son las siguientes, ver Tabla 8. 37 Tabla 8. Especificaciones técnicas del agitador. Modelo Agimatic N Potencia 630 W T máxima 350 ˚C Resolución de T 1 ˚C Control de calefacción 50-350 ˚C Conexión control electrónico Sí Velocidad 60-1600 rpm Potencia de agitación 10000 ml Dimensiones 17x16x25 cm Peso 3.5 Kg Limitador de T 370-390 ˚C Una vez todo agitado, con la temperatura de reacción alcanzada, bien mezclado y disuelto, se procede a mezclar ambas disoluciones. Cabe mencionar que la disolución de cloruro cálcico o magnésico se calculan en base a la R (relación molar) del carbonato sódico. Cuando acaba este procedimiento, se procede a la segunda fase del proceso. Tras la etapa de reacción se procede a la de centrifugación. El primer paso para proceder en esta fase es extraer la mezcla en tubos de ensayos de cristal con el objetivo de proceder con la centrifugación y poder separar las fases líquidas y solidas que se producen en la reacción, motivo por el cual se emplea este equipo. Es importante que todos estos tubos de ensayos estén más o menos equilibrados con respecto al peso para no desequilibrar la centrifugadora donde tendrá el proceso. Para tener una imagen de lo mencionado sobre el equilibrio en la Figura 20 se puede ver la centrifugadora. Metodología 44 Cmant = Cinv ∗pmant Ec. 19. • El coste de depreciación (Cdepr), ver Ecuación 20; Este factor depende del coste anual del préstamo y del porcentaje de este (Pdepr). Cdepr =Cpréstamo ∗pdepr Ec. 20. • El coste de los seguros (Cseg), ver Ecuación 21. Este también dependerá del porcentaje de los seguros (Pseg) y del coste de inversión. Cseg =Cinv ∗pseg Ec. 21. • El coste de la electricidad (Ce), ver Ecuación 22. Cabe mencionar que el coste de la electricidad depende del consumo eléctrico unitario (Cue), el cual es variable para cada escenario planteado e incluye el consumo energético de todos los parámetros. Ce=Cue ∗pe Ec. 22. • El coste de la mano de obra empleada (Ctrab), ver Ecuación 23. Este parámetro se ve influido por el coste laboral unitario (Clabu) y el número de operadores necesarios para que funcione la planta. Clab =Clabu ∗nop Ec. 23. • Y el coste de la instalación (Cinst), ver Ecuación 24. Influirá el coste de inversión y el porcentaje de este factor. Cinst =Cinv ∗pinst Ec. 24. Se ha de mencionar que hay determinados parámetros que cambian su valor o precio dependiendo del país, como es el caso del gas natural o la electricidad. Para solucionar este problema y fijar un valor d estos factores se asumió que la planta se instalaría en España. Una vez comentados todos los parámetros y ecuaciones necesarios para realizar el análisis de rentabilidad económico de la planta excepto los Costes de inversión y costes unitario de electricidad que se explicarán a continuación, se muestra la Tabla 10, la cual muestra todos los precios y porcentajes para tener en cuenta para la rentabilidad, tanto de materia primas como de costes y de cualquier factor necesario para la consecución del análisis. 45 Tabla 10. Datos empleados para el análisis de rentabilidad económica. Parámetros Valor Referencia PGN (€/MWh) 21,5 (83) pCaCO3 (€/t) Alta calidad – 300 Baja calidad – 80 Proveedor pHCl (€/t) 100 Proveedor pCaC𝑙2 (€/t) 120 Proveedor pNaOH (€/t) 100 Proveedor pCa(OH)2 (€/t) 100 Proveedor p𝐻2O (€/m3) 1 Proveedor rint (%) 6 (84) nl (a) 15 (85) n (a) 20 Asumido rd (%) 5 (84) pmo (%) 10 (86) (87) pdf (%) 20 (84) (86) pins (%) 1 (88) pinst (%) 20 (89) pe (€/kWh) 0,08 (90) Clabu (€/a/worker) 22857 (91) nop (worker) Escenario 1 – 5 Escenario 2 – 15 Escenario 3 – 25 Asumido nwh (h/a) 8000 Asumido El cálculo de los parámetros del coste unitario eléctrico (Cue) como del coste de inversión se detallan a continuación. Para ello, es necesario explicar la modelización de los equipos empleados en los diferentes escenarios estudiados mencionados anteriormente. Para conocer el diseño y modelización de estos equipos se realizó un balance de materia cuyo resultado se mostrará en el apartado siguiente. Metodología 46 El primer equipo que se diseñará es la torre de absorción donde se absorbe el dióxido de carbono de la corriente de biogás. Se siguieron dos métodos de diseño por motivos comparativos. El primer método es una estimación a través de unos datos publicados anteriormente en diferentes documentos bibliográficos, mientras que el segundo es un método más teórico. Los factores claves para obtener una buena estimación económica de la torre son el diámetro y la altura de la torre. El primer método constará básicamente en estimar los valores para nuestro caso (subíndice torre) a partir de una referencia previa (subíndice ref.). El diámetro se calcula como se puede ver en la Ecuación 25, donde se calcula el área y, por tanto, dicho diámetro, y la altura se puede ver la forma en la que se obtiene mediante la Ecuación 26 (93) Gref Aref = Gtorre Atorre Ec. 25. 𝐻𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 = 𝐻𝑟𝑒𝑓 ∗(ƞ𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 ƞ𝑟𝑒𝑓 )∗([𝐶𝑂2]𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 [𝐶𝑂2]𝑟𝑒𝑓 )0.6 Ec. 26. En la primera ecuación mostrada se pueden observar los parámetros de G, que es el caudal de gas molar en la torre de referencia y en la que se quiere diseñar en unidades de (mol/m2s) y A, el cual es el área de la torre compacta tanto en la referencia como en la que se pretende obtener expresadas en (m2). En la segunda ecuación los parámetros que se emplean son H el cual es la altura de la torre compacta tanto de referencia como la que se quiere calcular. Posteriormente tenemos el ƞ, que es el rendimiento de la torre de referencia y el que se pretende en la diseñada. Por último, temenos el parámetro [CO2], el cual se refiere a la concentración a la entrada de dióxido de carbono en ambas torres, referencia y diseño. Algunos factores se prefijaron antes de comenzar a realizar el diseño de la torre, como son el rendimiento, que se fijó en un valor del 99% de recuperación, y la concentración de dióxido de carbono a la entrada, la cual tiene un valor de un 40%. Sin embargo, el valor del parámetro G depende del tamaño de la torre. Los valores de referencias se obtuvieron de (94). Cabe mencionar que la altura es la misma para todos los escenarios ya que depende tan solo de parámetros ya fijados. A continuación, se explicará brevemente el segundo método empleado, ya que es un método más teórico que el anterior. El diámetro se calculó siguiendo las Ecuaciones 27, 28, 29 y 30 (95). Primeramente, se debe de calcular la velocidad crítica de inundación de la torre de la siguiente manera, ver Ecuación 27. 𝐿𝑛(𝑎𝑡∗𝐺𝑓 2 𝑔∗𝜌𝑙∗𝜌𝑔∗𝜀𝑑 3∗(𝜇𝐿 𝜇𝑤)0,2)= −4 ∗ (𝐿 𝐺∗(𝜌𝑔 𝜌𝑙)0,5)0,25 Ec. 27. Donde los parámetros ρg y ρl son las densidades del gas y líquido respectivamente expresadas en (kg/m3); μw y μl son las viscosidades de absorción tanto del agua como del líquido, en este caso hidróxido sódico expresadas en (kg/m2s); g es la aceleración de la gravedad expresada en (m/s2); G y L son los flujos molares del gas y líquido respectivamente en unidades de (kg/m2s); el parámetro at es la superficie de área de los anillos de rellenos por unidad de volumen en (m2/m3), que se fijó en un valor de 190 (95) y εd es el ratio de vacío de la torre expresado en (m3//m3) fijado en un valor de 0,73 (95). Y el parámetro Gf es el que se pretende calcular, mencionado anteriormente. 47 Una vez calculado Gf, se procede a calcular el flujo total molar del gas (GM) mediante la Ecuación 28. 0,70∗𝐺𝑓=𝑀𝑊𝑎𝑣 ∗𝐺𝑀 Ec. 28. Donde solo queda como incógnita el parámetro que se pretende calcular, puesto que MWav es el peso molecular medio del gas (kg/kmol), y como se conoce el gas empleado y su composición, se puede obtener fácilmente. Y con el flujo molar del gas calculado, a través de la Ecuación 29 se puede calcular el ratio de absorción molar del dióxido de carbono (N*). 𝑁∗= 𝐺𝑀 𝛱∗(𝑃𝐵− 𝑃𝑇) Ec. 29. Se conocen todos los factores ya que Π es la presión total de operación de la torre que se fijó en 1 bar, y conociendo la composición del gas en la parte superior e inferior de la torre se conocen los parámetros de PB y PT que son las presiones parciales en la cola y la cabeza de la torre del gas respectivamente. Con todos estos factores ya calculado, se puede calcular el diámetro de la torre (Dt) en metros, siguiendo la Ecuación 30 que se muestra a continuación. 𝐷𝑡= √4∗𝑅𝑐𝑜2 𝜋∗𝑁∗ Ec. 30. El único factor no comentado hasta el momento en esta ecuación es 𝑅𝑐𝑜2el cual es la cantidad de emisión del dióxido de carbono a tratar expresada como (mol/s). Una vez explicado el cálculo del diámetro de la torre, se procede a explicar el de la altura. Primeramente, se debe calcular el área total de la torre mediante la Ecuación 31. 𝐴𝑇=𝜋∗𝑑𝑡 2 4 Ec. 31. Es necesario calcular el área de la torre para poder conocer el parámetro de L, el flujo del líquido en la torre, en las unidades de (m3/m2h) para poder obtener el coeficiente de transferencia de masa global volumétrica en fase gaseosa a través de la gráfica que muestra la Figura 28 (96). Metodología 48 Figura 28. Coeficiente de transferencia de masa global de diferentes estructuras en varias cargas líquidas (96). Con el coeficiente calculado se puede obtener la altura mediante la Ecuación 32 (96). 𝐾𝐺−𝑎𝑣 =𝐺 𝐴𝑇 𝛱∗(𝑦𝑖𝑛−𝑦𝑜𝑢𝑡 𝐿𝑛(𝑦𝑖𝑛 𝑦𝑜𝑢𝑡))∗(𝑌𝑖𝑛−𝑌𝑜𝑢𝑡 𝑍) Ec. 32. Siendo los parámetros yin e yout las concentraciones de entrada y salida del gas respectivamente, además Z es la altura expresada en metros. Por último, el factor necesario para realizar el cálculo de los costes de inversión de este equipo sería el del volumen, el cual se realiza a través de la Ecuación 33. 𝑉= 𝜋∗ 𝑟2∗𝑍 Ec. 33. Todos estos cálculos se reflejan en el Anexo I, el cual contiene los códigos EES, programa donde se realizó el modelado de la torre con las ecuaciones explicadas. Por tanto, ya se puede realizar el cálculo del coste de inversión que se calcula de la siguiente forma, ver ecuaciones 34 y 35 (97). Cinv−torre =103.4974+0.4485xlog10(V)+0.1074xlog10(V)2 Ec. 34. Cinv−relleno =102.4493+0.9744xlog10(V)+0.0055xlog10(V)2 Ec. 35. El siguiente equipo que modelar es el reactor de precipitación y el coste de este. El coste del reactor se calculó según la Ecuación 36, donde previamente se debe de calcular el volumen del reactor que se obtuvo según la Ecuación 37. Los factores claves para determinar el volumen del reactor es el flujo volumétrico (Q), el cual depende del tamaño de la planta de purificación de biogás, y el tiempo utilizado que en este caso fue fijado en 45 minutos (98). Cprep−react =113000+3250xV0.65 Ec. 36. V=Q t Ec. 37. 49 El siguiente coste calculado es el del agitador (Cprep-agit), ver Ecuación 38, en el cual se calcula primeramente la potencia mediante un software de una bibliografía consultada, en la que se asume paletas inclinadas y escala de agitación 4 (99). Posteriormente se calcula la energía consumida por el agitador mediante la Ecuación 39 donde Ce es el coste de la electricidad. Para diseñar la etapa de ablandamiento se usaron las mismas ecuaciones, asumiendo aquí un tiempo de reacción de 20 minutos de acuerdo con estudios realizados (100). Además, el valor W para el agitador es de 7,2 kW. Cprep−agit =17000+1130xW1.05 Ec. 38. Ccons−agit =W x Cex 8000 Ec. 39. Una vez explicado el reactor, el ablandamiento y el agitador, se procede a calcular el coste de la destilación con membrana. El coste de inversión de la membrana es básicamente la multiplicación directa del área de la membrana (A) por el coste de la membrana por unidad de área (CmembA), ver Ecuación 40. Dicho coste fue establecido según estudios anteriores en un valor de 53,4 (101). El tiempo de sustitución de las membranas fue fijado en 6,5 años (102). El cálculo del área de la membrana se realizó de acuerdo con la Ecuación 41, donde Q es el flujo volumétrico de permeado, el cual depende del tamaño de la planta de biogás y Jw el flujo de agua característico de la solución tratada (20 L/m2h) (103) (104). Debido a que en las EDAR se encuentran disponibles corrientes de energía residuales que se pueden usar para el propósito del proyecto no se incluyen los requisitos de energía térmica. El consumo eléctrico de las membranas se calcula de la forma que muestra la Ecuación 42 donde el consumo unitario de electricidad (Econs-DM) se fijó en 1 kwh/m3 (105). Cinv−DM =A x CmembA Ec. 40. A= Q Jw Ec. 41. Ccons−DM =Econs−DM x Q x Cex 8000/1000 Ec. 42. El último equipo que se debe modelar es la membrana bipolar necesaria para la electrodiálisis, proceso clave para poder producir el cloruro de hidrógeno y regenerar el hidróxido sódico necesario para el funcionamiento de la torre de absorción. El coste total de este equipo (Cinv-MB) es la suma de los costes de membrana (Cmemb-MB), los costes de la pila (Cpila) y los costes de los equipos periféricos (Cperiféricos) (106). Todos estos costes se recogen en la Ecuación 43, y se puede observar cómo se calculan en las ecuaciones 45, 46, y 47. El área de la membrana (A) se calculó siguiendo la Ecuación 44 y el tiempo de sustitución de las membranas se fijó en 2 años (106). El coste unitario por membrana (Cunit-MB) se fijó en 89 €/m2 para los costes de la membrana de intercambio iónico y 445 €/m2 para la membrana BMED (106). El coste de energía de dicho equipo (Cenergía-MB) depende del consumo de energía (Econsumo) que se estimó a partir de una serie de datos de literatura previa para obtener hidróxido sódico a 2M y sobre el caudal volumétrico del producto (P), ver Ecuación 48 (107). Cinv−MB =Cmemb−MB +Cpila +Cperiféricos Ec. 43. Cmemb−MB =Cunit−MB x A Ec. 45. Metodología 50 Cpila =1.5 x Cmemb−MB Ec. 46. Cperiféricos =0.5 x Cpila Ec. 47. CenergíaMB =Econsumo x P x Cex 8000 Ec. 48. Los costes producidos por el bombeo (Cinv-bombeo) también se tuvieron en cuenta, ya que esta acción es básica para que las soluciones de la planta lleguen correctamente a los equipos. Para calcularlos se siguió la Ecuación 49 donde el parámetro Q es el flujo volumétrico y como se ha mencionado anteriormente, este factor depende del tamaño de la planta (102). Y, por último, el coste la etapa del tratamiento del agua residual producido en la actividad de la planta se calculó con la Ecuación 50 donde el parámetro que influye es el caudal total de agua a tratar (QW) (93). Cinv−bombeo =2103.5 x Q0.831 Ec. 49. Cinv.WWTP =69000 x 0.89 x Qw0.64 Ec. 50. Y, con esto finaliza las ecuaciones necesarias para el análisis de rentabilidad económico. Todos los resultados referentes a lo ya explicado anteriormente, modelado y costes de inversión de los equipos se mostrarán en el capítulo siguiente, donde se detallarán los números obtenidos en este análisis. 51 6 RESULTADOS n el capítulo 6 se mostrarán los resultados obtenidos tanto en el balance de materia realizado para tener detalles sobre la composición de las corrientes, como los costes y gastos de los equipos mencionados con anterioridad, y del análisis de rentabilidad. Se mostrarán gráficas y tablas para ver como varia en cada escenario la rentabilidad y los factores más importantes que influyen en la economía de la planta. 6.1 Balance de Materia A continuación, se mostrará el balance de materia de entradas y salidas, en los tres escenarios estudiados, de los compuestos que claves para el funcionamiento correcto de la planta, ver Tabla 11. Cabe mencionar que se partió de unas bases de cálculos en cada escenario dependiendo del tamaño de la planta, y que el biogás empleado tiene una composición de un 60% en metano y un 40% en dióxido de carbono. Además, la concentración del compuesto alcalino, hidróxido sódico en la disolución acuosa es de 2,5 M para todos los escenarios, como se puede ver en las Figuras 12,13 y 14. Tabla 11. Balance de materia de entradas y salidas de la planta de biogás. Escenario 1 Entradas a la planta Salidas de la planta 100 m3/h 250 m3/h 500 m3/h 1000 m3/h 100 m3/h 250 m3/h 500 m3/h 1000 m3/h Dióxido de carbono (kg/h) 72,14 180,36 360,72 721,44 0 0 0 0 Metano (m3/h) 60 150 300 600 60 150 300 600 Hidróxido sódico (kg/h) 136 340 680 1360 0 0 0 0 A tratamientos de aguas (m3/h) 0 0 0 0 214 535 1070 2140 Escenario 2 Entradas a la planta Salidas de la planta 100 m3/h 250 m3/h 500 m3/h 1000 m3/h 100 m3/h 250 m3/h 500 m3/h 1000 m3/h Dióxido de carbono (kg/h) 72,14 180,36 360,72 721,44 0 0 0 0 Metano (m3/h) 60 150 300 600 60 150 300 600 Hidróxido sódico (kg/h) 136 340 680 1360 0 0 0 0 Cloruro cálcico (kg/h) 218 545 1090 2180 0 0 0 0 Carbonato cálcico (kg/h) 0 0 0 0 130 325 650 1300 A tratamiento de aguas (m3/h) 0 0 0 0 569 1423 2845 5690 Escenario 3 Entradas a la planta Salidas de la planta 100 m3/h 250 m3/h 500 m3/h 1000 m3/h 100 m3/h 250 m3/h 500 m3/h 1000 m3/h E Resultados 52 Dióxido de carbono (kg/h) 72,14 180,36 360,72 721,44 0 0 0 0 Metano (m3/h) 60 150 300 600 60 150 300 600 Cloruro cálcico (kg/h) 218 545 1090 2180 0 0 0 0 Carbonato cálcico alta calidad (kg/h) 0 0 0 0 130 325 650 1300 Carbonato cálcico baja calidad (kg/h) 0 0 0 0 66 165 330 660 Hidróxido cálcico (kg/h) 49 123 245 490 0 0 0 0 Ácido clorhídrico (kg/h) 0 0 0 0 131 328 655 1310 6.2 Parámetros claves y costes de la planta Para exponer con más claridad los costes de la planta, primeramente, se mostrarán los resultados sobre los dimensionamientos de los equipos, es decir, el de la torre, resindor, ablandador y área de las membranas. El primer dimensionamiento que se muestra es el de la torre de absorción, que como se dijo antes, el diámetro varía en función del tamaño de planta, y con ello su volumen y por tanto su coste, ver Tabla 12. Tabla 12. Dimensionamiento de la torre de absorción para cada tamaño de planta. Tamaño de planta (m3/h) Diámetro (m) Altura (m) Diámetro usado (m) Altura usada (m) Volumen (m3) Método 1 Método 2 Método 1 Método 2 100 0,23 0,27 9,04 10,96 0,25 10 0,49 250 0,34 0,44 0,39 1,19 500 0,48 0,62 0,55 2,38 1000 0,68 0,88 0,78 4,78 A continuación, se muestran los dimensionamientos de los otros equipos. En la Tabla 13 el escenario 1 no se expone debido a que como se puede ver en la Figura 12 de anteriores capítulos, no hay ningún equipo a excepción de la torre de absorción. Sin embargo, se muestran el escenario 2, en el cual solo existe el reactor de precipitación más la torre, y el escenario 3, en el que se incluyen ya todos los equipos para poder recircular y regenerar los compuestos y que el proceso sea más económico y respetuoso con el medio ambiente. 53 Tabla 13. Dimensionamiento de todos los equipos de la planta en función de tamaño y escenario. Volumen (m3) Área (m2) Tamaño de planta (m3/h) Reactor precipit. Ablandador Membrana de destilación Membrana bipolar Escenario 2 100 3 - - - 250 7,49 - - - 500 15 - - - 1000 30 - - - Escenario 3 100 3 1,25 141,56 57,7 250 7,49 3,13 353,91 144,24 500 15 6,26 707,82 288,50 1000 30 12,52 1415,63 577 Se puede ver en ambas Tablas, 12 y 13, que los equipos varían su dimensionamiento en función del tamaño de planta o del escenario estudiado, y es por ello, que el coste de inversión y el coste unitario de electricidad cambian. En las Tablas 14 y 15 se puede observar la magnitud de variación que tienen ambos costes expresadas en kilo euros. Los resultados que se plasman son el total de ambos costes, es decir, la suma de todos los costes de inversión y de electricidad por tamaño y escenario. Tabla 14. Cálculo de los costes de inversión por tamaño de planta y escenario. Escenario Tamaño de la planta de biogás (m3/h) Cinv (k€) 1 100 202 250 363 500 565 1000 881 2 100 538 250 853 500 1252 1000 1878 3 100 417 250 601 500 902 1000 1494 Resultados 60 Figura 39. Desviaciones en el primer escenario para 1000 m3/h. Se puede llegar a concluir, una vez mostradas las gráficas, que los parámetros de mayor impacto son la mano de obra y el precio del hidróxido sódico. Para el tamaño más bajo de la planta de biogás (100 m3/h), el costo de la mano de obra juega un papel clave. Por otro lado, para el resto de los tamaños, el hidróxido sódico es el parámetro más importante que controlar, por lo tanto, este parámetro debe optimizarse para lograr mejores resultados económicos. Se puede considerar que la mano de obra afecta más en el tamaño de planta más pequeño puesto que el consumo de materia prima en esta será mucho menor que en el resto de las plantas. B. Escenario 2. Seguido del primer escenario, se representa el análisis de sensibilidad de los diversos parámetros en el segundo escenario, en el cual la economía circular es parcial. Para ello se muestran las Figuras 40, 41, 42 y 43. Figura 40. Desviaciones en el segundo escenario para 100 m3/h. -3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 Trabajadores Inversión Precio NaOH Variación VAN (k€) Variación del VAN en la planta de 1000 m3/h. Escenario 1. -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 Precio NaOH Inversión CaCl₂ CaCO₃ Trabajadores Variación VAN (k€) Variación del VAN en la planta de 100 m3/h. Escenario 2. 61 Figura 41. Desviaciones en el segundo escenario para 250 m3/h. Figura 42. Desviaciones en el segundo escenario para 500 m3/h. Figura 43. Desviaciones en el segundo escenario para 1000 m3/h. -3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 Inversión Precio NaOH CaCl₂ Trabajadores CaCO₃ Variación VAN (k€) Variación del VAN en la planta de 250 m3/h. Escenario 2. -5000 -4000 -3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 4000 5000 Inversión Precio NaOH Trabajadores CaCl₂ CaCO₃ Variación VAN (k€) Variación del VAN en la planta de 500 m3/h. Escenario 2 -10000 -8000 -6000 -4000 -2000 0 2000 4000 6000 8000 10000 Inversión Trabajadores Precio NaOH CaCl₂ CaCO₃ Variación VAN (k€) Variación del VAN en la planta de 1000 m3/h. Escenario 2. Resultados 62 En este análisis de sensibilidad hay menos unanimidad que en el primer escenario ya que para cada tamaño de planta hay un efecto diferente de cada parámetro. Por ejemplo, los trabajadores para el tamaño más pequeño es el que más influye y, sin embargo, para el más grande es el penúltimo parámetro en la gráfica, lo que significa que apenas tiene incidencia en esta planta. A pesar de esto, se puede llegar a concluir que en este escenario hay dos parámetros dominantes en cuanto a importancia, uno es el efecto del precio del carbonato cálcico, ya que su variación puede hacer cambiar de signo el VAN, como veremos en el siguiente apartado. Y el segundo, es el precio del cloruro cálcico, el cual también puede afectar seriamente a la rentabilidad de la planta. C. Escenario 3 Por último, las Figuras 44, 45, 46 y 47 mostrarán el análisis de sensibilidad del escenario 3, el cual es que se instala por completo la economía circular. Figura 44. Desviaciones en el tercer escenario para 100 m3/h. Figura 45. Desviaciones en el tercer escenario para 250 m3/h. -4000 -3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 4000 CaCO₃ baja calidad Ca(OH)₂ Inversión HCl BMED consumo eléctrico CaCl₂ CaCO₃ alta calidad Trabajadores Variación NPV (k€) Variación del NPV en la planta de 100 m3/h. Escenario 3. -4000 -3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 4000 CaCO₃ baja calidad Ca(OH)₂ Inversión HCl BMED consumo eléctrico CaCl₂ CaCO₃ alta calidad Trabajadores Variación NPV (k€) Variación del NPV en la planta de 250 m3/h. Escenario 3. 63 Figura 46. Desviaciones en el tercer escenario para 500 m3/h. Figura 47. Desviaciones en el tercer escenario para 1000 m3/h. Como se puede ver en este análisis, aparte de los parámetros discutidos ya anteriormente en los otros dos escenarios, aparece en escena un factor que hasta ahora no había aparecido, y es el consumo de la membrana bipolar. Se puede observar que afecta bastante al VAN, por lo que es un parámetro para tener en cuenta, de hecho, es el factor que determina que la economía circular parcial instalada en el segundo sea más rentable que la economía circular completa en este escenario. De acuerdo con varios estudios realizados, la disminución del consumo de energía de BMED es el principal desafío de esta tecnología hacia la plena comercialización (103) (110). Una vez realizados estos análisis de sensibilidad y localizados los parámetros que más afectan al VAN, en el -5000 -4000 -3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 4000 5000 CaCO₃ baja calidad Investment Ca(OH)₂ HCl BMED consumo eléctrico CaCl₂ Trabajadores CaCO₃ alta calidad Variación NPV (k€) Variación del NPV en la planta de 500 m3/h. Escenario 3. -10000 -8000 -6000 -4000 -2000 0 2000 4000 6000 8000 10000 CaCO₃ baja calidad Investment Ca(OH)₂ HCl Trabajadores BMED consumo eléctrico CaCl₂ CaCO₃ alta calidad Variación NPV (k€) Variación del NPV en la planta de 1000 m3/h. Escenario 3. Resultados 64 siguiente apartado se analizará en cada escenario como afectan cada uno d estos a los distintos tamaños de planta. Cabe mencionar que se cogerán los dos parámetros más importantes de cada uno, excepto del primero que se coge tan solo un factor. 6.3.4 Análisis del VAN respecto a la variación de los parámetros claves Localizado y explicados los factores determinantes en la rentabilidad económica de las diferentes plantas en los distintos escenarios, se mostrarán gráficas con las variaciones de estos parámetros y de cómo afectan al VAN de cada uno de los tamaños de planta estudiado. Anteriormente, en el primer escenario se ha comprobado que el factor que más afectaba al VAN era el precio del hidróxido de sodio, por lo que mediante una variación de su precio de un +/- 20% se representará en la Figura 48 como afecta dicho precio al Valor Actual Neto de las plantas en este escenario. Figura 48. Análisis de variación del VAN con respecto al precio del hidróxido de sodio Como se puede observar en la gráfica, por un precio bastante bajo del hidróxido de sodio, 20 y 40 (€/t), el único tamaño de planta rentable sería el de 1000 m3/h, el resto de los precios ya comienza a convertir el VAN en un valor bastante negativo, por lo que este escenario tiene poca viabilidad, ya que un precio tan bajo del compuesto alcalino sería casi imposible de conseguir mediante subsidios o bajada de los correspondientes precios. A continuación, se analizarán los parámetros claves del segundo escenario. Fueron designados como dichos parámetros el precio del carbonato cálcico y el del cloruro cálcico. En las Figuras 49 y 50 se muestran las gráficas que analizarán el comportamiento de esta variación, también de un +/-20% en ambos como el caso anterior, con respecto al VAN. -25000 -20000 -15000 -10000 -5000 0 5000 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 VAN (k€) Precio NaOH (€/t) Variación VAN-NaOH. Escenario 1 Tamaño 100 m³ Tamaño 250 m³ Tamaño 500 m³ Tamaño 1000 m³ 65 Figura 49. Análisis de variación del VAN con respecto al precio del carbonato cálcico. Se puede observar y comprobar lo que se mencionó en el anterior capítulo mediante el análisis de los tornados plots, y es que el factor precio del carbonato cálcico es crítico en este escenario. El efecto de la variación del precio de este compuesto es uno de los efectos más críticos de todos los escenarios estudiados, y es que este precio con una pequeña variación puede convertir el signo del VAN, es decir, puede hacer que una planta sea rentable debido a los ingresos que aportaría su venta. Afecta más al mayor tamaño de planta, 1000 m3/h, debido a que es mucho mayor la producción de este compuesto que en las otras, por lo que sus ingresos se verán aumentado en mayor cantidad. Figura 50. Análisis de variación del VAN con respecto al precio de cloruro cálcico. Por otro lado, se confirma también lo discutido en el apartado anterior, y es que un buen precio de este compuesto también puede cambiar el resultado del VAN. También afecta más a la planta de tamaño mayor, por el mismo motivo que antes, al tener mayor producción se necesita mayor cantidad de reactivo para formar el carbonato -40000 -30000 -20000 -10000 0 10000 20000 30000 40000 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 VAN (k€) Precio CaCO3 (€/t) Variación VAN-CaCO3. Escenario 2 Tamaño 100 m³ Tamaño 250 m³ Tamaño 500 m³ Tamaño 1000 m³ -40000 -30000 -20000 -10000 0 10000 20000 30000 24 48 72 96 120 144 168 192 216 240 VAN (k€) Precio CaCl2 (€/t) Variación VAN-CaCl2. Escenario 2 Tamaño 100 m³ Tamaño 250 m³ Tamaño 500 m³ Tamaño 1000 m³ Resultados 66 cálcico en el precipitador. Se puede llegar a concluir que su variación puede afectar gravemente la rentabilidad de todos los tamaños de plantas. En el escenario tercero solo se mostrará una gráfica, que es el consumo de electricidad de la membrana bipolar, ya que el otro parámetro importante se ha discutido en el escenario anterior, el precio del carbonato cálcico y lo que ocurre es muy parecido al del segundo escenario. Por lo comentado, en la Figura 51 se muestra la variación del VAN con respecto al consumo de la membrana bipolar. Figura 51. Análisis de variación del VAN con respecto al consumo de energía de la BMED. Se puede contemplar como con tan solo una variación de un +/-10% en la variación del consumo el VAN se dispara de forma negativa, por lo que es un parámetro que controlar y vigilar para poder tener una planta rentable y respetuosa con el medio ambiente. Por tanto, se concluye que la estabilización a un valor menor puede ser potencialmente beneficiosa para los intereses de este proyecto. Ahorrar un 30% del consumo energético para esta etapa puede suponer una mejora del VAN de 8917 k € por 1000 m3/h. -30000 -25000 -20000 -15000 -10000 -5000 0 5000 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 VAN (k€ % de variación de energía consumida por BMED Variación VAN-Energía consumida por BMED. Escenario 3 Tamaño 100 m³ Tamaño 250 m³ Tamaño 500 m³ Tamaño 1000 m³ 67 7 CONCLUSIONES En este trabajo se analiza de forma exhaustiva la rentabilidad económica de un proceso de obtención un combustible respetuoso con el medio ambiente como es el biogás a partir de los diferentes residuos orgánicos que se producen actualmente. Este combustible se puede postular como alternativa a los combustibles fósiles, aquellos que son los principales causantes del efecto invernadero, tema muy candente actualmente. Por desgracia, este análisis tecnoeconómico que esta ruta es económicamente inviable con los valores actuales del mercado de productos y las tecnologías de captación de dióxido de carbono disponibles. Se ha plasmado en este documento que tanto el VAN como el índice de rentabilidad de todos los tamaños de planta y escenarios estudiados son bastantes negativos. En el actual documento se han estudiado tan solo cuatro tamaños de planta ya que son los estándares europeos, es por ello por lo que se presenta como una oportunidad de nuevos estudios y proyectos el realizar estas pruebas en tamaños más grandes de planta, ya que se puede intuir, con las gráficas mostradas, que se pueden obtener resultados muy positivos con plantas de biogás de mayor tamaño, especialmente en el escenario 2, la economía circular parcial. También se plasmó un estudio sobre la variación en el precio del gas natural y nos mostró que el único escenario rentable con bajos subsidios fue el segundo, el cual tiene implementado la economía circular parcial, y no completa. Este hecho merece una reflexión, ya que estos resultados demuestran el largo camino que tenemos por delante para implementar un esquema completo de economía circular. Sin embargo, se puede denotar en el estudio que en comparación con otras alternativas para sinergizar la mejora del biogás y la utilización de dióxido de carbono, nuestro proceso generalmente necesita subsidios más bajos. Respecto a los costes que tienen estas plantas al operar, quedó totalmente demostrado que en el escenario tres, el de economía completa circular, mejoraría si se redujeran los gastos de este, principalmente en el consumo de la membrana bipolar. La estabilización de este valor puede ser potencialmente beneficioso para el proceso ya que, ahorrar un 30% del consumo energético de la membrana puede suponer una mejora del VAN de alrededor de un 70%, lo que puede transformar el proceso en muy rentable. En definitiva, este estudio tecnoeconómico muestra el desafío al que se enfrenta las tecnologías actuales para reducir emisiones y buscar fuentes de energía alternativas a los combustibles fósiles en materia de implantación de una economía circular que sea atractiva económicamente. La inviabilidad económica mostrada en el presente proyecto se puede remediar mediante la búsqueda de reducción de los costes de consumibles como se ha mencionado anteriormente y en otros capítulos. Otra ruta que mejorar es la de las políticas de ayuda a estas tecnologías emergentes que buscan una alternativa a los combustibles fósiles, mejorando dichas políticas, ayudas o subsidios para que estas plantas comiencen a dar rentabilidad y se desarrollen aún más. Este estudio puede representar una llamada de atención a la comunidad científica, cuyos esfuerzos deberían dirigirse al desarrollo de procesos más eficientes para la obtención de biogás, y una llamada de atención a políticos y empresarios para que aporten la ayuda económica que actualmente se necesita. Referencias 68 8 REFERENCIAS (1) Petersson, A y Wellinger, A. Biogas Upgrading Technologiesdevelopments and innovations. s.l.: IEA Bioenergy, 2009 (2) Javad Asgari, M, Safavi, K y Mortazaeinezahad, F. Landfill biogas production process. s.l. : IPCBEE, 2011. 9, 208-212. (3) Ong, M, Williams, R y Kaffka, S. Comparative Assessment of Technology Options for Biogas Clean-up. California: California Energy Commission, 2014. 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Anexo I 76 rho_ch4=0,657 "kg/m3" rho_gas= 0,6*rho_ch4+0,4*rho_CO2 rho_h2o=1000 "kg/m3" rho_naoh=2100 "kg/m3" rho_liq= 0,1*rho_naoh+0,9*rho_h2o a_t= 190 "m2/m3" epsilon_d= 0,73 mu_l=0,0042 mu_w=0,00102 "kg/ms" PM_med_gas=0,4*44+0,6*16 CO2_entr= 183,0077245 "kg/h" R_co2= (CO2_entr/3600/44)*1000 L=3393,9614 G= 183,0077+99,8223 G_kg= G/PM_med_gas ln(((G_f^2*a_t)/(9,8*rho_liq*rho_gas*epsilon_d))*(mu_l/mu_w)^0,2)=- 4*(R_Lg*(rho_gas/rho_liq)^0,5)^0,25 G_f*0,7=PM_med_gas*G_m GM=G_m*1000 N=(Gm)*(P_CO2_BOT-P_CO2_top) Dt=((4*R_co2)/(pi*N))^0,5 kg_av=((G_kg/A_torre)/(P_total*((y_1-y_2)/(Ln(y_1/y_2))))*((Y_0_CO2-Y_1_CO2)/Z)) A_torre=pi*Dt^2/4 kg_av=0,45 L_graf= L/(rho_liq*A_torre) • Para 500 m3/h T=293 "K" R = 8,314E-3 "atm*m3/k*mol" R_Lg= 12 "(Kg/Kg)" P_CO2_bot= 0,4 P_CO2_top=0,01 Y_0_CO2=0,40 Y_1_CO2=9,99E-3 y_1=0,4 y_2=0,01 P_total= 101,325 "Pa" rho_CO2 = 1,839 "Kg/m3" rho_ch4=0,657 "kg/m3" rho_gas= 0,6*rho_ch4+0,4*rho_CO2 rho_h2o=1000 "kg/m3" rho_naoh=2100 "kg/m3" rho_liq= 0,1*rho_naoh+0,9*rho_h2o a_t= 190 "m2/m3" epsilon_d= 0,73 mu_l=0,0042 mu_w=0,00102 "kg/ms" PM_med_gas=0,4*44+0,6*16 CO2_entr= 366,0154489 "kg/h" R_co2= (CO2_entr/3600/44)*1000 L= 6787,9228 G= 366,0154+199,644 G_kg=G/PM_med_gas ln(((G_f^2*a_t)/(9,8*rho_liq*rho_gas*epsilon_d))*(mu_l/mu_w)^0,2)=- 4*(R_Lg*(rho_gas/rho_liq)^0,5)^0,25 G_f*0,7=PM_med_gas*G_m GM=G_m*1000 N=(Gm)*(P_CO2_BOT-P_CO2_top) Dt=((4*R_co2)/(pi*N))^0,5 kg_av=((G_kg/A_torre)/(P_total*((y_1-y_2)/(Ln(y_1/y_2))))*((Y_0_CO2-Y_1_CO2)/Z)) A_torre=pi*Dt^2/4 77 kg_av=0,45 L_graf= L/(rho_liq*A_torre) • Para 1000 m3/h T=293 "K" R = 8,314E-3 "atm*m3/k*mol" D_g=1,6E-9 R_Lg= 12 "(Kg/Kg)" P_CO2_bot= 0,4 P_CO2_top=0,01 Y_0_CO2=0,4 Y_1_CO2=9,99E-3 y_1=0,40 y_2=9,99E-3 P_total= 101,325 "Pa" rho_CO2 = 1,839 "Kg/m3" rho_ch4=0,657 "kg/m3" rho_gas= 0,6*rho_ch4+0,4*rho_CO2 rho_h2o=1000 "kg/m3" rho_naoh=2100 "kg/m3" rho_liq= 0,1*rho_naoh+0,9*rho_h2o a_t= 190 "m2/m3" epsilon_d= 0,73 mu_l=0,0042 mu_w=0,00102 "kg/ms" PM_med_gas=0,4*44+0,6*16 CO2_entr= 732,0308979 "kg/h" R_co2= (CO2_entr/3600/44)*1000 L=13575,8457 G= 732,030+399,289 G_kg= G/PM_med_gas ln(((G_f^2*a_t)/(9,8*rho_liq*rho_gas*epsilon_d))*(mu_l/mu_w)^0,2)=- 4*(R_Lg*(rho_gas/rho_liq)^0,5)^0,25 G_f*0,7=PM_med_gas*G_m GM=G_m*1000 N=(Gm)*(P_CO2_BOT-P_CO2_top) Dt=((4*R_co2)/(pi*N))^0,5 kg_av=((G_kg/A_torre)/(P_total*((y_1-y_2)/(Ln(y_1/y_2))))*((Y_0_CO2-Y_1_CO2)/Z)) A_torre=pi*Dt^2/4 kg_av=0,45 L_graf= L/(rho_liq*A_torre)