Purificación y usos del biogás 9788449069628, 8449069629

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Purificación y usos del biogás./Purification and use of biogas Book · April 2017

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12 authors, including: Hugo Percy Sierra Goldberg

Luis Arellano Garcia

University of Chile

Centro de Investigación y Asistencia en Tecnología y Diseño del Estado de Jalisco

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Antonio David Dorado

Marc Fortuny

Universitat Politècnica de Catalunya

Autonomous University of Barcelona

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Purificación y usos del biogás Purification and use of biogas David Gabriel y Hugo Sierra Editores Autores Luis Arellano, Antonio David Dorado, Marc Fortuny, David Gabriel, Xavier Gamisans, Armando González-Sánchez, Sergio Hernández, Javier Lafuente, Oscar Monroy, Mabel Mora, Sergio Revah y Hugo Sierra

Purificación y usos del biogás Purification and use of biogas

Purificación y usos del biogás Purification and use of biogas

David Gabriel y Hugo Sierra Editores

Luis Arellano, Antonio David Dorado, Marc Fortuny, David Gabriel, Xavier Gamisans, Armando González-Sánchez, Sergio Hernández, Javier Lafuente, Oscar Monroy, Mabel Mora, Sergio Revah y Hugo Sierra Autores

Primera edició: abril de 2017 Edició i impressió: Universitat Autònoma de Barcelona Servei de Publicacions Edifici A. 08193 Bellaterra (Cerdanyola del Vallès). Spain Tel. 93 581 10 22. Fax 93 581 32 39 [email protected] http://publicacions.uab.cat/ Imatge de la coberta: Inauguració-Reivindicació Planta Biogàs Torregrossa, Lleida (abril de 2014) © Som Energia Cooperativa

Imprès a Espanya. Printed in Spain Dipòsit legal: B-2677-2017 ISBN 978-84-490-6961-1

Purificación y usos del biogás   7

Contenido

Prólogo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Los autores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 Resumen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 Abstract. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 Nomenclatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 1. Introducción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 1.1 ¿Qué es el biogás?. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 1.2 Panorama y demanda potencial de biogás. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 2. Composición y principales características del biogás. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 2.1 Principales compuestos indeseables del biogás y sus efectos sobre la salud, el medioambiente y los materiales. . . . . . . . . . . . . . . . . 31 2.2 Procedimientos de análisis de la composición del biogás. . . . . . . . . . . 33 3. Tecnologías de purificación del biogás. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 3.1 Eliminación de agua (secado del biogás). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 3.1.1 Métodos físicos de secado (condensación). . . . . . . . . . . . . . . . . 45 3.1.2 Métodos de secado químico (adsorción o absorción) . . . . . . . . . 46 3.2 Eliminación del H2S mediante procesos físico-químicos y biológicos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 3.2.1 Minimización in situ de la producción de H2S . . . . . . . . . . . . . . . 50 3.2.2 Tratamientos físico-químicos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 3.2.3 Eliminación del H2S después de la digestión . . . . . . . . . . . . . . . . 55 3.2.4 Eliminación del H2S mediante procesos biológicos . . . . . . . . . . . 58 3.3 Eliminación del CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 3.3.1 Absorción con agua. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 3.3.2 Absorción física (disolventes orgánicos). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 3.3.3 Absorción química (disolventes orgánicos). . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 3.3.4 Adsorción por oscilación de presión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 3.3.5 Separación con membrana. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 3.3.6 Separación criogénica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 3.3.7 Absorción alcalina con regeneración. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 3.3.8 Adición de propano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 3.3.9 Ventajas y desventajas del uso de la tecnología de membranas. . 79 3.4 Eliminación de otras impurezas (compuestos minoritarios) . . . . . . . . . . 81 3.4.1 Eliminación de siloxanos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 3.4.2 Eliminación de hidrocarburos halogenados (HC y HCH). . . . . . . . 85

8  



David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

3.4.3 Eliminación del oxígeno/aire. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 3.4.4 Eliminación de NH3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

4. Generación y usos del biogás en Iberoamérica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 4.1 Unión Europea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 4.2 España. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 4.3 Cataluña. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95 4.4 Casos prácticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 4.4.1 Estaciones depuradoras de aguas residuales . . . . . . . . . . . . . . . 103 4.4.2 Vertederos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 4.4.3 Plantas de tratamiento de residuos urbanos . . . . . . . . . . . . . . . . 105 4.4.4 Entorno agropecuario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106 4.4.5 Entorno industrial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 4.5 Otros escenarios del uso del gas en países europeos y de ultramar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108 4.6 Escenario del uso del biogás en China . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116 4.7 Escenario del uso del biogás en Latinoamérica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116 4.7.1 Brasil. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116 4.7.2 Chile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 4.7.3 México. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118 4.7.4 Programas de pequeña escala . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120 5. Almacenaje del biogás. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121 5.1 Propósito del almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121 5.2 Tipos de almacenamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121 5.2.1 Uso directo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121 5.2.2 Almacenaje de baja presión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122 5.2.3 Almacenaje de media presión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 5.2.4 Almacenaje de alta presión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 5.2.5 Almacenamiento por absorción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 5.2.6 Licuefacción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125 6. Discusión y conclusión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 7. Apéndice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129 7.1 Fundamentos de tratamientos biológicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129 7.1.1 Microbiología. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129 8. Bibliografía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135

Purificación y usos del biogás   9

Prólogo

Existen multitud de residuos orgánicos que pueden aprovecharse para producir biogás mediante el bien establecido proceso de digestión anaerobia. A parte de estabilizar parcialmente residuos, el principal valor añadido del proceso es la obtención de biogás, una fuente de energía renovable con multitud de posibles usos, como la producción de energía eléctrica, de energía calorífica o de biocombustible para vehículos, entre otros. Independientemente del uso final del biogás, son necesarias una o varias etapas para acondicionar el biogás producido con el objetivo de eliminar impurezas antes de su uso. Tecnológicamente, existen numerosas alternativas tanto físico-químicas como biológicas para purificar el biogás. El grado de acondicionamiento y las tecnologías utilizadas a tal efecto son altamente dependientes de factores tales como las características de partida y el destino final del biogás. Este libro aborda la temática de la purificación realizando una detallada revisión de las principales tecnologías para la mejora de la calidad del biogás, desde las clásicas hasta las alternativas de última generación o en vías de desarrollo. Las tecnologías presentadas demuestran la elevada madurez de las diferentes opciones tecnológicas para alcanzar el grado de purificación deseado, lo que permite al lector valorar la tecnología o la combinación de varias tecnologías que permitan definir el acondicionamiento del biogás en función de las necesidades particulares de cada caso. El libro se complementa con un importante trabajo original de análisis de datos acerca de la situación particular en diferentes escenarios, como la Unión Europea, España y Cataluña, y muestra ejemplos de diferentes casos prácticos de purificación y uso del biogás, así como la evaluación de la situación en diferentes países latinoamericanos, como Brasil, Chile o México. Este manual permitirá obtener una visión general sobre las alternativas tecnológicas de purificación y uso del biogás, así como una visión particular de diferentes casuísticas. Está dirigido tanto a estudiantes de grado, máster y doctorado, como a técnicos de la administración pública y profesionales del sector energético. Los autores esperamos que todos y cada uno de ellos disfruten de su lectura.

Purificación y usos del biogás   11

Los autores

Luis Arellano es doctor ingeniero químico por la Universidad Autónoma Metropolitana (México) (2014). Actualmente es investigador postdoctoral en el Departamento de la Tierra e Ingeniería Ambiental de la Universidad de Columbia, EUA. Antonio David Dorado es doctor ingeniero químico por la Universidad Politécnica de Catalunya (UPC) (2010). Actualmente es profesor agregado en el Departamento de Ingeniería Minera, Industrial y TIC de la UPC, Cataluña. Marc Fortuny es doctor en Ciencias Ambientales por la Universidad Autónoma de Barcelona (2009). Desde 2009 trabaja como ingeniero de proyectos de tratamiento de olores y biogás en las empresas Aeris Tecnologías Ambientales, SL y Bionik Filtersysteme GmbH. David Gabriel es doctor ingeniero químico por la Universidad Autónoma de Barcelona (UAB) (2000). Actualmente es profesor agregado en el Departamento de Ingeniería Química, Biológica y Ambiental de la UAB, Cataluña. Xavier Gamisans es doctor ingeniero químico por la Universidad Politécnica de Catalunya (UPC) (2001). Actualmente es profesor titular en el Departamento de Ingeniería Minera, Industrial y TIC de la UPC, Cataluña. Armando González es doctor ingeniero químico por la Universidad Autónoma Metropolitana (México) (2007). Actualmente es investigador asociado en el Instituto de Ingeniería (Ingeniería Ambiental) de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM). Sergio Hernández es máster en Ingeniería Química por la Universidad Autónoma Metropolitana – Iztapalapa (2002) y actualmente es técnico académico titular del Departamento de Procesos y Tecnología de la Universidad Autónoma Metropolitana – Cuajimalpa, México. Javier Lafuente es doctor ingeniero químico por la Universidad Autónoma de Barcelona (UAB) (1988). Actualmente es catedrático del Departamento de Ingeniería Química, Biológica y Ambiental de la UAB, Cataluña.

12  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

Oscar Monroy es ingeniero químico y doctor en Biotecnología por la Universidad Nacional Autónoma de México. Actualmente es profesor distinguido en el Departamento de Biotecnología de la Universidad Autónoma Metropolitana, México. Mabel Mora es doctora en Ciencia y Tecnología Ambientales (UAB) (2014). Actualmente es investigadora postdoctoral en el Departamento de Ingeniería Química, Biológica y Ambiental de la UAB, Cataluña. Sergio Revah es doctor en Bioprocesos por la Universidad de Tecnología de Compiègne, Francia (1986). Actualmente es profesor titular en la Universidad Autónoma Metropolitana – Cuajimalpa, México. Hugo Sierra Goldberg es ingeniero agrónomo por la Universidad Católica de Valparaíso, Chile (1978). Es doctor en Ciencias Silvoagropecuarias y Veterinarias (2010) y magíster en Ciencias Agropecuarias, Mención Producción Frutícola (1998), por la Universidad de Chile; y magíster en Gestión Tecnológica, con énfasis en Biotecnología, por la Universidad de Talca, Chile (2007). Actualmente es investigador asociado en el Centro de Agricultura y Medio Ambiente - AGRIMED de la Universidad de Chile, y profesor en La Facultad Tecnológica de la Universidad de Santiago de Chile.

RESUMEN   13

Resumen

El presente libro aborda la obtención y el aprovechamiento del biogás como fuente energética, que se produce por digestión anaeróbica de material orgánico proveniente de distintas fuentes (vertederos, plantas de tratamiento de residuos urbanos, residuos agroindustriales y cultivos energéticos, entre otras). La Unión Europea, China y, en menor extensión, Norteamérica son actualmente los principales productores de biogás. Recientemente, Italia, México, Nepal y Eslovenia han incrementado de forma significativa su participación en la producción global de biogás al pasar el umbral del 2 %. Se describen y discuten las técnicas disponibles para el tratamiento del biogás basadas en: contaminantes presentes, como el sulfuro de hidrógeno (H2S), el dióxido de carbono (CO2) y otros, y su variación en concentración según la fuente de origen y los daños que estos provocan; las tecnologías disponibles de purificación y enriquecimiento a biometano; una discusión sobre el uso óptimo de las tecnologías de tratamiento según el tamaño de la planta productora de biogás, las formas de utilización, ya sea mediante uso directo o inyección en red, y el almacenamiento según el tipo de consumo energético. Palabras clave: biogás; desulfuración; desulfuración biológica; enriquecimiento del biogás

14  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

Abstract

This book addresses the obtention and use of biogas as an energy source, which is produced by anaerobic digestion of organic material from various sources (landfills, municipal waste treatment plants, agro-industrial waste and energy crops among others). The European Union, China and to a lesser extent North America are currently the main producers of biogas. Recently, Italy, Mexico, Nepal and Slovenia have significantly increased their participation in global production of biogas, which passed the threshold of 2 %. The book describes and discusses biogas treatment techniques available nowadays for biogas upgrading based on contaminants present in biogas and their concentration variation depending on the origin source and the damage they cause. Available technologies for purification and enrichment of biogas to biomethane are presented. A discussion about the optimal use of different technologies to treat biogas depending on the producing plant size; and utilization of biogas, either through direct use, injection in grids or storage, depending on the final type of energy that will be consumed. Keywords: biogas; desulphurization; biological desulphurization; biogas upgrading

NOMENCLATURA   15

Nomenclatura

%

porcentaje

~

aproximado


 

mayor que

±

más menos

≈

cercano a, aproximado

≤

ACA

menor o igual que El símbolo $ se usa en EE. UU. Cada vez más se acostumbra a utilizar internacionalmente el código de tres letras de la moneda de cada país. Para el dólar estadounidense es USD Agencia Catalana del Agua

AAS

atomic absorption spectroscopy (espectroscopia de absorción atómica)

atm

atmósfera, unidad de presión

bar

bar, unidad de presión

BSR

bacteria sulfatorreductora

BF

bacteria fermentativa

BA

bacteria acetogénica

BID

Banco Interamericano de Desarrollo

BSO

bacteria azufreoxidante

BTF

biotrickling filter (biofiltro percolador)

BTU

British Thermal Unit, unidad de energía calórica

°C

grados centígrados

CE

capacidad de eliminación

GC

gas chromatography (cromatografía de gases)

CH3SH

mercaptano o metanotiol

CH3CH2SH

etilmercaptano o etanotiol

(CH3)2CHSH

isopropil mercaptano

CH3CH2CH2SH

n-propil mercaptano

$

CH3(CH2)2CH2SH

n-butil mercaptano

CH4

metano

CHP

instalaciones de ciclo combinado de calor y potencia

cm3 m-3

centímetro cúbico por metro cúbico

CO

monóxido de carbono

CO2

dióxido de carbono

CO32-

ion carbonato

16  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

COD

chemical oxygen demand (demanda química de oxígeno)

CORA

compuestos orgánicos reducidos de azufre

d

Día

DA

digestión anaeróbica

DEA

dietanolamina

DENA

ECD

Deutsche Energie-Agentur (Agencia Alemana de Energía) denaturing gradient gel electrophoresis (electroforesis en gel con gradiente de desnaturalización) electron capture detector (detector de captura de electrones)

EDAR

estación depuradora de aguas residuales

EDTA

etilendiaminotetraacético

ERNC

energías renovables no convencionales

EtSH

etilmercaptano o etanotiol

ºF

grados Fahrenheit

Fe

hierro

Fe(OH)3-

hidróxido de hierro (III)

DGGE

Fe2O3

óxido de hierro (III)

Fe2S3

sulfuro de hierro (III)

FeCl2

cloruro de hierro (II)

FeCl3

cloruro de hierro (III)

FID

flame ionization detector (detector de ionización de llama)

FISH

fluorescence in situ hybridization (hibridación fluorescente in situ)

FORSU

fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos

FPD

flame photometric detector (detector fotométrico de llama)

ft3

pies cúbicos

g/L

gramos por litro

GGG

green gas grid (redes de gas verde)

GNC

gas natural comprimido

GSB

green sulfur bacteria (bacterias verdes transformadoras del azufre)

GW

gigavatios

H2CO3

ácido carbónico

H2O

agua

H2S

sulfuro de hidrógeno

Ha

hectárea

HC

hidrocarburo

HCH

hidrocarburo halogenado

HP

proton production rate (velocidad de producción de protones)

ICE

internal combustion engine (motor de combustión interna)

IEA

International Energy Agency (Agencia Internacional de la Energía)

IEE

Intelligent Energy Europe (Energía Inteligente para Europa)

NOMENCLATURA   17

ktep

Intergovernmental Panel on Climate Change (Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático) International Organization for Standardization (Organización Internacional de Normalización) kilotoneladas equivalentes de petróleo. 1 ktep = 1010 kcal

KI

yoduro de potasio

kPa

kilopascales

kW

kilovatio

kWe

kilovatio eléctrico

kWh

kilovatio por hora

L

litro

m3/h

metro cúbico por hora

mbars

milibares

Mesh

medida en número de mallas

IPCC ISO

mg

miligramo

mg/m3

miligramo por metro cúbico

mg/Nm3

miligramo por metro cúbico en condicionales normales

MCFC

celda de combustible

MDEA

metildietanolamina

MF

materia fresca

MM

millón, millones

MS

mass spectrometer (espectrómetro de masas)

MMtep

millones de toneladas equivalentes de petróleo

MW

megavatio

MWh

megavatio hora

N2

nitrógeno

NaOH

hidróxido de sodio

NH3

amoníaco

nm

nanómetro

NO2

ion nitrito

NO3-

ion nitrato

NOx

NTA

óxidos de nitrógeno nitrate-reducing sulfur-oxidizing bacteria (bacterias nitratorreductoras sulfurooxidantes) ácido nitrilotriacético

O2

oxígeno

OES

occupational exposure standard (límite de exposición ocupacional)

OMS

Organización Mundial de la Salud

Pa

pascal, unidad de presión

PECAC

Plan de la Energía y Cambio Climático de Cataluña

PER

Plan de Energías Renovables

pH

indicador ácido-base

-

NR-SOB

18  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

PID

photoionization detector (detector de fotoionización)

PLFA

phospholipid fatty acid (fosfolípidos de membrana)

ppbv

partes por billón volumen

ppm

partes por millón

ppmv

partes por millón volumen

PSA

pressure swing adsorption (adsorción por oscilación de presión)

psi

libras por pulgada cuadrada

psia

libras por pulgada cuadrada absoluta

psig

libras por pulgada cuadrada manométrica

RE

removal efficiency (eficiencia de eliminación, eliminación)

RED

Renewable Energy Directive (Directiva de Energías Renovables)

RES

renewable energy systems (sistemas de energía renovable)

(RNH3)2S

sulfuro de amonio

(RNH3)HCO3

carbonato de amonio

RSM

residuos sólidos municipales

RSU

residuos sólidos urbanos

S

azufre total

Sº

azufre elemental

SCF

pies cúbicos estándar 60˚F (gas)

SiO2

dióxido de silicio

SiO3

trióxido de silicio

SR

sulfato reducción

SSV

sólidos en suspensión volátiles

SV

sólidos volátiles

ton

tonelada métrica

TAN

total ammonia nitrogen (nitrógeno amoniacal total)

TCD

thermal conductivity detector (detector de conductividad térmica)

TEG

trietilenglicol

tep

toneladas equivalentes de petróleo = 107 kcal

TJ

terajulio

TLV

threshold limit value (valor umbral límite)

TRS

total reduced sulfur (azufre reducido total)

TWh

teravatio hora

UE

Unión Europea

UASB

upflow anaerobic sludge blanket (reactor anaerobio de flujo ascendente)

VOC

compuestos orgánicos volátiles

Vol

volumen

VSA

vacuum swing adsorption (adsorción por oscilación de vacío)

W

índice de Wobbe

WDP

water dew point (punto de rocío)

1. INTRODUCCIÓN   19

1. Introducción

1.1 ¿Qué es el biogás? El biogás es una mezcla de metano, dióxido de carbono y otros compuestos que se genera por la degradación microbiana de materiales orgánicos de origen vegetal o animal en ausencia de aire, denominada digestión anaeróbica (DA). La DA es el medio más eficiente de generar energía a partir de residuos con contenido de materia seca inferior al 30 % (idealmente en el rango 5 – 12,5 %), tales como estiércoles, lodos de aguas residuales, alimentos y otros desechos orgánicos húmedos. El metano producido a través de la aplicación de la tecnología básica de la digestión anaeróbica de residuos orgánicos húmedos se utiliza como insumo energético para calefacción, generación de electricidad o combustible para el transporte. El biogás industrial se obtiene por tres vías principales: el que se recupera directamente de los vertederos (rellenos sanitarios), proceso que se describe como la digestión anaeróbica pasiva; el proveniente de las aguas residuales urbanas y de efluentes industriales tratados en las estaciones depuradoras de aguas residuales (EDAR) (fase de fermentación) y, por último, el producido con propósitos energéticos en plantas de digestión anaeróbica, tanto mesófilas (35 °C) como termófilas (55 °C), especialmente diseñadas para granjas, que incluyen digestores de residuos de procesamiento de la industria agroalimentaria, como cultivos intermedios y energéticos agrícolas, y de la basura doméstica (1–4). Además del biogás, existen otros tipos de gases considerados fuentes de energía renovable, como es el gas de síntesis. Este gas puede producirse a partir de procesos térmicos (por gasificación o pirólisis) de la biomasa, lo que da lugar a una mezcla de hidrógeno y monóxido de carbono junto con otros componentes, y puede tratarse posteriormente para modificar su composición y producir gas natural sustituto. El biogás y el gas de síntesis se utilizan principalmente como combustible, pero también pueden utilizarse como materia prima química (5). La digestión anaeróbica de materia orgánica en presencia de sulfato, sulfito o tiosulfato, usados como aceptores de electrones por las bacterias sulfatorreductoras (BSR), origina la competencia de las BSR con las bacterias acidogénicas (o fermentativas) (BF), las acetogénicas (BA) y las arqueas metanogénicas por sustratos como el hidrógeno, el acetato, el propionato y otros ácidos grasos, lo que causa la presencia de H2S en el biogás producido. Los porcentajes de H2S y CH4 del biogás estarán determinados por el resultado de esta competencia microbiana y de otros factores importantes, como el pH de operación (figura 1).

20  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

Materia Orgánica Hidrólisis, fermentación Sulfurogénesis

AGV Acetogénesis H2 + CO2 Metanogénesis

Acetato

CH4 + CO2

Metanogénesis Sulfurogénesis

Sulfurogénesis H2S + CO2

Figura 1. Digestión anaeróbica. Competencia entre la reducción de sulfato y la acidogénesis, acetogénesis y metanogénesis por diferentes fuentes de electrones.

El sulfato es uno de los aniones más abundantes en el medio ambiente. Se genera en diversos procesos industriales, como la producción de ácido sulfúrico, papel, alimentos (por ejemplo aceite y melazas) y procesos de curtiduría, entre otros (6–7). Las aguas residuales de estas industrias pueden contener grandes cantidades de especies diferentes de azufre (8), por lo que requieren un tratamiento específico antes de ser vertidas a cuerpos receptores. El H2S es tóxico para el ser humano y causa la muerte en concentraciones en fase gas de 800 a 1.000 ppmv y exposiciones de 30 min, mientras que a concentraciones mayores de 1.000 ppmv puede causar la muerte instantánea (9). La concentración límite de H2S disuelto en agua para consumo humano es de 250 mg S L–1 (10). 1.2 Panorama y demanda potencial de biogás La demanda de combustibles renovables aumenta con la creciente preocupación por el cambio climático, la calidad del aire y la dependencia de muchos países de la importación de energía, además del agotamiento de los combustibles fósiles. El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC) ha pronosticado que el aumento del consumo de energía para el año 2100 será tres veces superior al del año 1990. Considerando que se lleve a cabo un uso económico y sostenible de la energía, se presenta un cálculo que muestra la posibilidad de que el 30 % del total del consumo global de energía primaria provenga en el año 2050 de fuentes renovables

1. INTRODUCCIÓN   21

de energía. Dicho porcentaje aumentaría al 50 % en el año 2075 y se espera que su incremento prosiga hasta el año 2100. De acuerdo con el informe del IPCC, el papel más relevante lo tendrá el uso de biomasa, que se proyecta provea 50.000 TWh (180 MM TJ) en el año 2050, 75.000 TWh (270 MM TJ) en el año 2075 y 89.000 TWh (320,4 MM TJ) en el año 2100. El uso del biogás puede apoyar esta transición, dado que se trata de un combustible renovable y versátil. Puede utilizarse en el lugar de producción o ser distribuido en las redes de gas, y también licuarse. El biogás, al ser obtenido por DA de biomasa desde distintas fuentes, como los cultivos energéticos, residuos y desechos, es interesante usarlo como combustible para reducir las emisiones de metano — gas con efecto invernadero 24,5 veces mayor que el CO2 (11)— y para facilitar un desarrollo sostenible del abastecimiento energético. La producción de biogás ofrece un soporte versátil de energía renovable, ya que el metano puede utilizarse para reemplazar a los combustibles fósiles en la generación de calor, refrigeración y electricidad, y también como combustible para vehículos, células de combustible e insumo en procesos industriales. Aun así, la mayoría de las plantas que recuperan energía del biogás lo hacen a través de motores de combustión interna (internal combustion engine, ICE), un proceso ineficaz cuando el calor producido no puede ser utilizado. Por lo tanto, la eficiencia de la energía eléctrica es inferior al 40 % (4, 12–14). La producción europea de energía a partir de biogás alcanzó los 11 MMtep entre 2009 y 2010, en que se produjeron 127 TWh (0,457 MM TJ), casi el doble de lo producido en el año 2007, que fue de 69 TWh (0,248 MM TJ). No obstante, entre 2009 y 2011, el biogás solo representó entre el 0,3 y el 0,5 % de los biocarburantes producidos, ya que predominó el biodiésel con rangos de 77,6 a 79,5 %, seguido del bioetanol con ≈ 21−22 % (15). El 26,8 % del biogás producido en Europa corresponde a vertederos, el 9,8 % a plantas de tratamientos de residuos domiciliarios e industriales y, mayoritariamente, el 63,6 %, al conjunto producido en granjas, plantas de tratamiento de desechos agroindustriales y por cultivos energéticos, que produjeron 0,458 MM TJ de energía en el año 2010 (16). En Europa, Alemania es el mayor productor de biogás, con un 61 % del total producido en alrededor de 7.200 plantas con una capacidad de cerca de 2,9 GWh (10,4 TJ) de potencia eléctrica, que suministran aproximadamente 18.400 GWh (0,066 MM TJ) de electricidad a 5,3 millones de hogares (17). Las redes de gas verde (green gas grids, GGG) es un proyecto europeo de tres años de duración financiado por el programa Energía Inteligente para Europa (Intelligent Energy Europe, IEE), cuyo propósito es estimular el mercado europeo de biometano. El proyecto se llevó a cabo hasta mediados del año 2014 y fue coordinado por la Agencia Alemana de Energía (Deutsche Energie-Agentur, DENA). El consorcio del proyecto lo formaron trece socios europeos, entre los que se

22  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

encontraban agencias nacionales de energía e instituciones científicas, además de asociaciones industriales involucradas en biometano, gas natural y energías renovables. El proyecto GGG promovió la contribución significativa del biometano a los objetivos de la Directiva de Energías Renovables (Renewable Energy Directive, RED). Las políticas de la Unión Europea (UE) relativas a los sistemas de energía renovable (renewable energy systems, RES), bajo la Directiva 2009/28/EC del año 2010, fijaron como meta para el año 2020 suministrar el 20 % de las necesidades energéticas europeas desde RES, donde la biomasa será el principal contribuyente con alrededor del 10 %. Una parte importante de la energía renovable provendrá de la agricultura y la silvicultura europeas. Se ha sugerido como meta que, como mínimo, el 25 % de la bioenergía que produzcan la mayor parte de los países de la UE provenga del biogás producido a partir de materiales orgánicos húmedos, incluidos el estiércol, los cultivos energéticos de ensilaje, los desechos de alimentos y los piensos (3, 12, 18). Asimismo, hay que considerar el aporte indirecto de RES que harían los países socios de la Agencia Internacional de la Energía (International Energy Agency, IEA) por los sistemas de tratamientos de residuos municipales e industriales (1,4 MM TJ), lo que representaría más del doble de lo que actualmente aportan los sistemas productores de biogás (0,6 MM TJ). Todo ello, sumado a lo contabilizado por aportación de los sistemas de tratamientos de residuos y de biogás de otros países no socios de la IEA (0,14 MM TJ), significaría un aporte global anual de RES de 2,49 MM TJ (5). La producción actual de biogás en sistema RES se centra en países que desarrollaron esa tecnología, entre los que destacan en orden decreciente: China, 29 % (0,34 MM TJ); Estados Unidos, 23 % (0,26 MM TJ); Alemania, 23 % (0,26 MM TJ); Reino Unido, 6,5 % (0,075 MM TJ) y Australia y Francia, 1,5 %. Recientemente, sobre la base de las estadísticas del año 2012, destacan cuatro países que incrementaron significativamente, en un período de dos años, su participación en la producción global de biogás, donde Italia pasó de menos del 2 % al 4,2 %, y México, junto con Nepal y Eslovenia, ya figuran con más del 0,15 % de participación c/u. En la figura 2 se muestran con más detalle las estadísticas proporcionadas por la IEA en el año 2014 (5).

1. INTRODUCCIÓN   23

México, 1 %

Bielorrusia Bulgaria Chile China, República Popular China, Taiwán (ROC) Costa Rica Croacia Chipre Georgia Islandia Israel Jordania Letonia Lituania México Moldavia Nepal Rumania Rusia (Federación) Eslovenia

Nepal, 2 %

Rep. China Popular, 96 %

Países no socios IEA China Nepal México Eslovenia Resto países Subtotal

TJ 338.810 6.642 1.822 1.597 5.589 350.460 Países no socios y socios Total

Serve

Reino Unido %

9

Italia, 6 %

Alemania 33 %

Estados Unidos (USA), 33 %

Países socios IEA Alemania EE. UU. (USA) Reino Unido (UK) Italia Francia Resto países Subtotal

Alemania Australia Austria Bélgica Canadá Checa (República) Corea (República de) Dinamarca Eslovaca (República) España Estonia Estados Unidos (USA) Finlandia Francia Grecia Holanda (Netherlands) Hungría Irlanda Italia Japón Luxemburgo Nueva Zelanda Noruega Polonia Portugal Reino Unido (UK) Suecia Suiza Turquía

TJ 268.633 265.667 75.831 49.352 17.250 138.579 815.312

TJ 1.165.772

Figura 2. Importancia de países productores de biogás, socios y no socios de la IEA, en términos de energía obtenida del biogás (TJ).

El biogás producido en el año 20091 se distribuyó de la siguiente manera: un 49 % se transformó para uso industrial (plantas de electricidad, motores de combustión interna y calor); un 35 % se destinó a uso residencial, seguido del industrial (13 %), comercio y servicios (1,84 %), agricultura (0,4 %) y transporte (0,1 %) (5). El biogás es una fuente energética de disponibilidad continua y flexible. Tiene mayor potencial y relevancia en los países subdesarrollados tropicales, donde las fuentes de biomasa son variadas y abundantes, especialmente por el hecho de que la actividad óptima de generación de gas comienza con temperaturas ≈ 30 − 35 ºC, que no son fácilmente alcanzables en las regiones más frías del mundo (19).

1 Últimas estadísticas tabuladas por la IEA en el año 2014. .

Come

2. COMPOSICIÓN Y PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL BIOGÁS   25

2. Composición y principales características del biogás

La naturaleza de las materias primas y las condiciones de operación utilizadas en la DA determinan la composición química del biogás. El biogás bruto se compone principalmente de metano (CH4, 35 − 75 %) y dióxido de carbono (CO2, 15 − 60 %). También pueden hallarse trazas de otros componentes, como el vapor de agua (H2O, 5 − 10 %), el sulfuro de hidrógeno (H2S, 0,005 – 2 %), los siloxanos (0 − 0,02 %), los hidrocarburos saturados y halogenados (compuestos orgánicos volátiles, VOC, < 0,6 %), el amoníaco (NH3, < 1 %), el oxígeno (O2, 0 − 1 %), el monóxido de carbono (CO, < 0,6 %) y el nitrógeno (N2, 0 − 2 %). La concentración de cada compuesto varía dependiendo de la fuente de origen del gas y la composición de la biomasa (1, 4, 14, 20). En las tablas 1–3 y en la figura 3 se pueden observar algunos ejemplos de caracterización y rendimiento energético del biogás en función de la materia prima utilizada en la DA. Krich et al. (21) citaron a Jewel et al. (22) y McCarty (23), quienes determinaron la proporción teórica de CH4/CO2 que debe alcanzarse en el biogás y la forma de calcularla a partir de distintos sustratos con la ecuación 1. CnHaOb + (n – a/4 – b/2) H2O → (n/2 – a/8 + b/4) CO2 + (n/2 + a/8 – b/4) CH4

(1)

Al aplicar la ecuación 1 se concluye que el contenido de metano que debe obtenerse a partir de grasas alcanzaría el 72 %, de proteínas el 63 % y de carbohidratos el 50 %.

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

2. Composición y principales características del biogás  

26-27

Tabla 1. Caracterización del biogás según la fuente de origen.

País

Origen biogás

O2 [%]

N [%]

H2O [%]

H2S NH3 HCa [ppm] [ppm] [ppm]

HCHb [ppm]

Siloxanos [ppm]

Ref.

20 –1.000

trazas

-24

EDAR

65 – 75 20 – 35 < 0,2

< 8.000

< 300

Vertederos

45 – 55 25 – 30 < 0,2

< 8.000

< 300

Cultivos

3,4

1 – 5 10 – 25

Comida, graVertederos, residuos sa, vísceras, orgánicos de los residuos municipios verdes, otros

62 ± 4,31

40 – 45 35 – 40

Productos de digestión anaeróbica

55 – 65 30 – 40 Estiércol porcino Estiércol vacuno

0 – 20 < 0,5

1 – 10

32,1 ± 1,79 43,8 55,9 ± 2,1 ± 2,1 67 ± 1,79

0–5

63 ± 10 30 – 47

15 0,2

47 – 62 32 – 43

Finlandia EDAR

60 – 67 33 – 38

Plantas biogás

55 – 70 37 – 40

Residuos domésticos

50 – 60 34 – 38

0–1

5–0

EDAR

60 – 75 19 – 33

< 0,5

1–0

Desechos agrícolas

60 – 75 19 – 33

< 0,5

1–0

Derivados de materi- Descarte as primas industriales agroindustria Maíz ensilaje Maíz ensilaje + heno Maíz ensilaje + heno + centeno grano

Vertederos EDAR Biogás DA pescado

Estiércol líquido Cultivos

1 – 10

< 200

250 – 3000

< 200

trazas 55 – 65 30 – 40

5.786 ± 1.243,5

67 ± 1,79 55,9 ± 2,1

3.100

45 ± 10 15 – 50 Desechos agrícolas

Vertederos

Desechos

< 0,1 –5 < 0,1 –5 -25

Vertederos

República Agrícola Checa

< 300

54 ± 0,85 64 ± 5,14

Excrementos

0,5

0,01 –250

Estiércol bovino, porcino y 61 ± 2,24 de pollo

Derivados de materi- Descarte as primas industriales agroindustria

Agrícola

a

CO [%]

10 – 30.000

Vertederos

Suecia

CO2 [%]

45 – 75 25 – 55 < 0,2 0,01 –2 0,01 – 5

Alemania Recursos renovables

Francia

CH4 [%]

Agrícola

Excrementos

EEUU (USA)

Sustrato

1 – 10 < 1.000

27 – 500 96 %

Sin valor mínimo

< 0,1 mg/Nm3

≤ 5 mg/Nm3

≤ 5 mg/Nm3

0,1 mg/Nm3

< 120 mg/Nm3

≤ 30 mg/Nm3 n.d.

≈ 430 mg/Nm3 (60 % v/v) mínimo < 200 mg/Nm3 (0,013 % v/v)

Azufre total sin < 2.200 mg/Nm3* agentes odorantes COS

n.d.

< 0,14 mg/Nm3

n.d.

Azufre de mercaptanos

n.d.

n.d.

< 15 mg/Nm

≤ 6 mg/Nm3

Alrededor de 60 mg/Nm3

n.d.

< 3 %

Sin límite superior

O2

n.d.

< 1 %

< 3 %

≤ 3 % seco neto / ≤ 5 % neto húmedo

Hidrocarburos

n.d.

n.d.

< 1 %

< Punto de rocío (a temperatura y presión ambiente) relevante

< 0,03 g/Nm3

< Punto de rocío (a temperatura y presión ambiente) relevante

n.d.

< 70 – 200 mg/Nm3

n.d.

n.d.

Técnicamente libre

n.d.

Técnicamente libre

n.d.

1 mm

< 1mm

n.d.

< 400 mg/m3

n.d.

n.d.

CO2

Agua Vapores de aceite (< C10) Vapores de aceite (> C10) Glicol/metanol Polvo Tamaño de partícula NH3

3

< 80 % humedad Punto de rocío < relativa 15 °C 3000 mg/Nm3* 250 mg/Nm3 n.d. < 10mg/Nm3* 3 – 10 mm < 30 mg/Nm3* 0,2 mg/Nm

n.d.

n.d.

n.d.

Cloro

100 mg/Nm3*

0,1 mg/Nm3

n.d.

n.d.

Flúor

50 mg/Nm3

0,01 mg/Nm3

n.d.

n.d.

Metales pesados

n.d.

0,1 mg/Nm3

n.d.

n.d.

CO

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

Mercurio

n.d.

30 – 35 mg/Nm

n.d.

n.d.

Polisiloxanos

3

3

n.d.: dato no disponible. *Relacionado con el contenido de CH4

2. COMPOSICIÓN Y PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL BIOGÁS   31

2.1 P  rincipales compuestos indeseables del biogás y sus efectos sobre la salud, el medioambiente y los materiales Los principales contaminantes del biogás que causan problemas son el H2S, el NH3 y los siloxanos. Otros contaminantes presentes son el agua, el polvo, el CO2, los VOC (hidrocarburos y derivados halogenados) y el aire (relación O2/aire), que, junto con el biogás, pueden dar como resultado mezclas explosivas (4, 14, 34–35) (Tabla 4). Su presencia constituye un problema importante porque:

• pueden ser perjudiciales para cualquier dispositivo de conversión térmico o termo catalítico de biogás (por ejemplo, corrosión, erosión e incrustaciones); • generan emisiones nocivas para el medio ambiente. a) El sulfuro de hidrógeno (H2S) y los mercaptanos

El H2S es un gas más pesado que el aire, peligroso para humanos y animales a bajas concentraciones, desprende un olor característico a huevos podridos entre 0,03 − 0,15 ppm. En concentraciones mayores es más peligroso, ya que satura el sentido del olfato: con 15 − 75 ppm provoca la irritación de los ojos y las vías respiratorias, náuseas, vómitos y dolores de cabeza; entre 150 – 300 ppm (0,015 – 0,03 %), la parálisis de los nervios olfatorios; con concentración > 375 ppm (0,038 %) provoca la muerte por envenenamiento (después de varias horas), tiempo que disminuye a 30 – 60 minutos con concentraciones > 750 ppm (0,075 %) y a pocos minutos si es desde 1.000 ppm (0,1 %). El límite de exposición ocupacional (occupational exposure standard, OES) es de 8 a 10 ppm durante 8 horas al día, y el valor umbral límite (threshold limit value, TLV) es de 10 ppm (16, 36–37). Respecto a los equipos (38), el H2S y los mercaptanos son corrosivos para los equipos (pilas de combustible, procesos catalíticos de reformado, refrigeradores, calentadores y otros dispositivos metálicos como compresores, estanques de almacenamiento de gas y motores de combustión interna (internal combustion engine, ICE). Por encima de 1.000 mg/Nm3 acortan la vida del aceite del motor y ponen en peligro el sistema de combustión interna del mismo. Con la postcombustión se forma SO2 y SO3, que son más tóxicos que el mismo H2S y corrosivos en presencia de agua (4, 14).

32  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

Tabla 4. Impurezas del biogás y sus consecuencias Impureza

Agua

Posible impacto

Referencia

Corrosión en compresores, motores y estanques de almacenamiento debido a que reacciona con el H2S, el NH3 y el CO2 para formar ácidos. Acumulación de agua en las tuberías.

(4, 14, 35)

Condensación y/o congelación debido a la alta presión. Polvo

Obstrucción por deposición en compresores y estanques de gas. Corrosión en los compresores, estanques de gas y los ICE. Concentraciones de H2S (> 5 cm3 m–3, 5 ppmv) son tóxicas si permanecen en el biogás.

H2S

(4)

Se forma SO2 y SO3 debido a la combustión, son más tóxicos que el H2S y corrosivos en presencia de agua. Es peligroso en niveles bajos para humanos y animales, desprende un olor característico a huevos podridos. En concentraciones mayores, más peligrosas, no tiene olor.

(39)

CO2

Disminuye el poder calorífico del biogás.

(4)

Siloxanos

Formación en los ICE de SiO2 y cuarzo microcristalino debido a la combustión, con deposición en las bujías, válvulas y culatas, con escoriaciones en las paredes de cilindros, además de taponamientos.

Hidrocarburos Corrosión en los motores debido a la combustión. Corrosión cuando se disuelve en agua. NH3

(1, 40)

(4)

Es tóxico, con olor picante y lacrimógeno. El límite de exposición ocupacional (OES) es de 10 ppm.

(35)

O2/aire

Mezclas explosivas debido a las altas concentraciones de O2 en el biogás.

(36)

Cl–

Corrosión en motores de combustión (ICE).

F–

Corrosión en motores de combustión (ICE).

(4)

b) Compuestos halogenados

En los motores de combustión interna (internal combustion engine, ICE), los compuestos orgánicos clorados generan principalmente HCl y CO2. El HCl ataca, debido a su carácter altamente corrosivo, directamente o por acidificación del aceite lubricante, al motor. Los efectos negativos del biogás comienzan a manifestarse en concentraciones totales de cloro superiores a 50 mg/Nm3 (38). c) El amoníaco (NH3)

El amoníaco es un gas más ligero que el aire, tóxico, con olor picante y lacrimógeno. El límite de exposición ocupacional (occupational exposure standard, OES) es de 10 ppm. Cuando se combustiona en un quemador o un motor de gas se forman NOx

2. COMPOSICIÓN Y PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL BIOGÁS   33

(4). Normalmente, las concentraciones de NH3 en el biogás son bastante bajas (35). En algunos casos, el biogás de vertedero (landfill) puede ser difícil de mejorar en calidad debido al alto contenido de nitrógeno (41). En los procesos de digestión para la producción de biogás, la degradación anaeróbica de proteínas conduce a la liberación de NH3, que es un nutriente necesario para muchos organismos en el digestor, pero que en concentraciones elevadas puede ser inhibitorio, especialmente en su forma no ionizada libre. Las pruebas indican que las bacterias metanogénicas acetoclásticas que degradan el acetato para producir CH4 y CO2 son más sensibles al NH3 libre que las metanogénicas hidrogenotróficas, con concentraciones inhibitorias del nitrógeno amoniacal total (total ammonia nitrogen, TAN) entre 0,76 y 4 g/L (42). El límite máximo de amoníaco en el aire cuya concentración es inocua se ha fijado en 20 – 35 mg/m3 (43). d) Los siloxanos

Los siloxanos son un grupo de componentes que contienen un enlace Si−O obligados y radicales orgánicos (metilo, etilo y otros grupos orgánicos) unidos al átomo de silicio. Los siloxanos comparten propiedades como la alta compresibilidad y la estabilidad térmica, el ser repelentes al agua y el tener baja inflamabilidad, tensión superficial, toxicidad y biodegradabilidad. Los siloxanos pueden estar presentes en el biogás en forma lineal o cíclica (4, 44). Los siloxanos causan graves daños a los motores. Durante la incineración se oxidan a óxido de silicio y, por consiguiente, pueden depositarse como microcristales de cuarzo en la cámara de combustión, en las bujías, válvulas, cabezas de cilindro, etc., lo que provoca la abrasión de la superficie interior del motor (1). Los fabricantes de motores establecen límites máximos de siloxanos en el biogás, que van de 0,03 mg/m3 (microturbinas Capstone) a 28 mg/m3 (Caterpillar) (4, 40, 44). La eliminación de los siloxanos del biogás es, por tanto, necesaria, principalmente la de los que proceden de vertederos y del tratamiento de residuos municipales, ya que están presentes en concentraciones significativas (≈ 400 mg/m3) (4, 40). 2.2 Procedimientos de análisis de la composición del biogás a) Componentes mayoritarios

Entre las técnicas analíticas que existen para evaluar la calidad del biogás, la que merece especial atención es la cromatografía de gases (gas chromatography, GC), que permite un análisis rápido y preciso de las sustancias complejas presentes en forma de gases o vapores. Para mediciones periódicas en instalaciones de biogás son especialmente útiles los dispositivos portátiles actualmente presentes en el mercado. Un ejemplo es el cromatógrafo de gas portátil con detectores duales como el de fotoionización (photoionization detector, PID) y el de captura de electrones (electron

34  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

capture detector, ECD), que garantiza el análisis in situ, rápido y preciso, de sustancias orgánicas volátiles contenidas en el biogás. Otra solución interesante y práctica es utilizar los analizadores portátiles para medición de CH4, CO2, H2S, O2 y NH3, especialmente aquellos cuyo principio de determinación se basa en el fenómeno de la absorción de radiación infrarroja (45). Asimismo, a escala industrial y a escala de laboratorio se analizan las concentraciones de CH4, CO2, H2, N2 y O2 empleando técnicas de GC con detectores de ionización de llama (flame ionization detector, FID), de conductividad térmica (termal conductivity detector, TCD), fotométricos de llama (flame photometric detector, FPD) o también de espectrometría de masas (mass spectrometry, MS). Los análisis practicados en España (38) mediante GC consisten en una calibración previa y varias diluciones de un patrón comercial de gas sintético2 símil en composición del biogás tipo, con composición CH4 (45 %), CO2 (20 %), H2 (2 %), N2 (balance) y O2 (5 %). b) Sulfuro de hidrógeno, amoníaco y halógenos

Para la determinación de H2S y NH3 se pueden utilizar tanto los métodos espectrofotométricos manuales como los tubos colorimétricos, que son altamente específicos. También pueden utilizarse los analizadores de gas portátiles, que permiten un análisis rápido y preciso. Los analizadores ofrecidos operan sobre la base de diferentes soluciones tecnológicas. El contenido de H2S y NH3 se mide generalmente por celdas electroquímicas. En el mercado están disponibles analizadores multicanal, que permiten la medición simultánea de otros gases, tales como el O2, el CO y el HCN. Los sensores electroquímicos para H2S permiten medirlo a través de un amplio rango de concentraciones (0 – 9999 ppm). La desventaja de este tipo de sensores para la medición de la composición de mezclas de gases es la posibilidad de interferencias en la medición como resultado de las llamadas dependencias cruzadas. Desde esa perspectiva, se prefiere el uso de sensores NDIR (46). La calibración de los equipos utilizados para analizar H2S se realiza empleando un patrón comercial3 de composición: H2S 25 ppmv + N2 99,99 % vol (38). c) Determinación de compuestos orgánicos de azufre, cloro y flúor

El método más ventajoso para la determinación de azufre, cloro y flúor en el biogás parece ser el que incluye la suma del contenido de estos compuestos sobre la base de combustión del biogás sin llama en el aire y la realización posterior de un análisis 2 Blanco 58933 (proveedor: Carburos Metálicos). En: . 3 Blanco 201980 (proveedor Carburos Metálicos). En: .

2. COMPOSICIÓN Y PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL BIOGÁS   35

espectrofotométrico y cromatográfico de los productos de combustión. Este no presenta los inconvenientes típicos de los muy conocidos métodos de Lingener4 y Wickbold,5(46) basados en la combustión, y es selectivo en relación con otros compuestos presentes en el biogás. Gaj et al. (46) introdujeron la instalación basada en este método, que se distingue, entre otras características, porque no hay necesidad de utilizar el hidrógeno y el oxígeno (elementos que aparecen en el método Wickbold), por lo que proporciona un funcionamiento en condiciones seguras. Además, es más fácil el control del proceso gracias a que se controla automáticamente la temperatura de combustión. d) Determinación de siloxanos

Tanto la recogida de muestras como el análisis de los siloxanos presentes en la mezcla de biogás se enfrentan a muchos problemas debido a la inestabilidad química de estos compuestos (en particular el D3 y el TMS),6 a la diversificación de sus propiedades físicas, a la pequeña concentración en que están presentes y a la alta humedad del biogás. Hasta la fecha, no se ha desarrollado un método de análisis ampliamente aceptado y estandarizado para la determinación de sus concentraciones (47). Los intentos anteriores de recogida de muestras para la determinación de siloxanos se basan en el uso de recipientes hechos de acero resistente a los ácidos, las bolsas de plástico flexibles (incluidas las revestidas con una capa de aluminio) y los adsorbentes (carbón activado, gel de sílice, tamices moleculares, polímeros porosos, resinas de intercambio iónico) o los absorbentes orgánicos (metanol, nhexano, dodecano, aceites de hidrocarburos, y otros). La revisión y el análisis de los métodos de recolección de siloxanos se muestran en Arnold y Kajolinna (47) y Matsui e Imlamura (48). Parece que los métodos más efectivos son el uso de gel de sílice (que también seca el biogás), los tamices moleculares y los polímeros absorbentes. La desventaja del carbón activado como adsorbente de siloxanos y sus derivados es que impide la desorción de los siloxanos y no se somete a la regeneración, por lo que se debe cambiar regularmente cuando se utiliza en la purificación de biogás. Su uso es también problemático debido a la alta humedad del biogás (46). 4 Con el método de Lingener tiene lugar la combustión en el aire sin ningún tipo de combustible adicional. También, en este caso, no existe control y regulación de la temperatura de combustión. Si bien el análisis se realiza mediante esta norma, se espera que las temperaturas de combustión sean más bajas que las de gas natural, lo que puede conducir a la incompleta oxidación de azufre. 5 Con el método Wickbolds, una muestra se quema en la llama de hidrógeno/oxígeno; por lo tanto, hay inconvenientes con riesgo de explosión (especialmente durante el inicio del proceso). 6 D3 = hexametilciclotrisiloxano; TMS = tetrametilsiloxano.

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David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

La identificación y cuantificación de siloxanos individuales se lleva a cabo por el método de GC con detectores FID y FPD. También se utiliza el método de cromatografía de gases con espectrometría de masas (GC–MS) (48). Sin embargo, el contenido agregado de siloxano absorbido en líquidos orgánicos se determina por espectroscopia de absorción atómica (atomic absorption spectroscopy, AAS) (46). e) Determinación del contenido de agua, polvo y aceites

Desde el punto de vista operativo, un parámetro importante para el biogás es el contenido de vapor de agua y la temperatura del punto de rocío del agua asociada. Uno de los métodos utilizados para determinar el contenido de agua en condiciones de campo es el método de Karl Fischer según PN–EN ISO 10101 desde 1997, citado por Gaj et al. (46). Ese mismo autor propuso otras metodologías en esta área, que fueron publicadas por ISO y establecidas en Polonia entre 2004 y 2007. Se trata de las normas PN–EN ISO 115417 «Natural Gas. Determination of water under high pressure» (Gas Natural. Determinación de agua bajo alta presión) y PN–EN ISO 184538 «Natural gas. Correlation between water content and water dew point temperature» (Gas natural. La correlación entre el contenido de agua y la temperatura del punto de rocío del agua). La medición del contenido de hidrocarburo líquido, que puede condensarse en el gas en condiciones específicas de temperatura y presión, se realiza aplicando la norma PN–EN ISO 65709 de 2006 «Natural gas. Determination of potential hydrocarbon liquid content. Gravimetric methods» (El gas natural. Determinación del contenido de hidrocarburos líquidos potenciales. Métodos gravimétricos). La concentración de polvo puede determinarse por método gravimétrico específico y por método microscópico, así como por filtros de tipo Synpor usando la ciclohexanona para lavarlos y haciendo el cálculo del número de granos en las distintas fracciones bajo el microscopio (46). Para determinar las concentraciones de aceite puede aplicarse el método gravimétrico utilizando extracción Soxhlet (46). 7 Norma ISO 11541: 1997. Describe un método para determinar el contenido de agua de gas natural bajo presión de más de 1 MPa. También aplicable a gas natural, que contiene sulfuro de hidrógeno con una concentración de agua de 10 mg/m3 o más. En: http://www.iso.org/iso/catalogue_detail. htm?csnumber=19495. 8 Norma ISO 18453: 2004. Especifica un método para proporcionar a los usuarios una relación matemática fiable entre el contenido de agua y el punto de rocío del agua en el gas natural, cuando uno de los dos se conoce. El método de cálculo, desarrollado por Gerg, es aplicable tanto para el cálculo del contenido de agua como para el punto de rocío del agua. En: http://www.iso.org/iso/catalogue_detail.htm?csnumber=31799. 9 Norma ISO 6570: 2001, revisada en 2013. En: http://www.iso.org/iso/catalogue_detail. htm?csnumber=32874.

2. COMPOSICIÓN Y PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL BIOGÁS   37

f) Mercaptanos

Los mercaptanos son formas orgánicas de azufre y de naturaleza gaseosa y su composición es variada; así pues, encontramos el metilmercaptano o metanotiol (MeSH o CH3SH), el etilmercaptano o etanotiol (EtSH o CH3CH2SH), el isopropil mercaptano ((CH3)2CHSH), el n-propil mercaptano (CH3CH2CH2SH) y el n-butil mercaptano (CH3(CH2)2CH2SH), presentes en el biogás en bajas concentraciones (0,6 – 533 ppm) (49). No obstante, son fuertes odoríferos y tienen propiedades tóxicas (50). Para su determinación, las muestras de gas se analizan mediante GC-MS (51). Se usa como blanco de calibración tipo10 la siguiente composición: metilmercaptano (1 %), etilmercaptano (1 %), sulfuro de dimetilo (1 %), sulfuro de hidrógeno (1 %) y nitrógeno (38).

10 Blanco 201404 (proveedor Carburos Metálicos). En: http://www.carburos.com/products/gases/specialty-gases.aspx

3. TECNOLOGÍAS DE PURIFICACIÓN DEL BIOGÁS   39

3. Tecnologías de purificación del biogás

Según el uso energético que se le dé al biogás, así será la tecnología de purificación, que consiste, generalmente, en un proceso de limpieza físico-químico industrial o proceso biológico en el que se eliminan los compuestos dañinos para la red de gas natural, los equipos y el medioambiente o para los usuarios finales (1, 4, 52), y en un proceso de enriquecimiento, en el que se retira el CO2 para ajustar el valor calorífico y la densidad relativa con el fin de cumplir con las especificaciones del índice de Wobbe11 (figura 5, página 34). Después de la transformación del biogás, si este cumple los estándares fijados (14, 35, 40), se le conoce como biometano, que contiene típicamente 95 − 97 % de CH4 y 1 − 3 % de CO2. El biometano es una alternativa al gas natural siempre que se lleve a cabo la mejora de la calidad (12). La tabla 5 muestra qué compuestos de biogás necesitan ser eliminados y los estándares que deben cumplirse en relación con los requerimientos de la aplicación final del gas (motores, calderas, celdas de combustible, vehículos, etc.). Actualmente, se aplican diversas tecnologías para purificar el biogás enriqueciéndolo con biometano y usarlo como combustible para vehículos o para inyectarlo en una red de gas natural. Destacan el lavado con agua (water scrubbing), la adsorción por oscilación de presión (pressure swing adsorption, PSA) y las tecnologías de membrana (4, 12, 14). Los gases obtenidos mediante tratamientos de depuración se pueden clasificar sobre la base de su valor calórico, de BTU medio (500 – 600 Btu/SCF)12 o BTU alto (600 – 1.000 Btu/SCF) (52). Los gases de BTU mediano son útiles para procesos de calefacción y para el funcionamiento de la conducción de los ICE. Se producen generalmente desde biogás crudo por la eliminación del vapor de agua o sulfuro de hidrógeno, polvo y siloxanos, por lo que quedan el nitrógeno y el dióxido de carbono sin tratar. En cambio, los gases de BTU alto con calidad suficiente para ser inyectados en red se producen por la eliminación de sulfuros, dióxido de carbono, oxígeno, nitrógeno, polvo, siloxanos y vapor de agua. 11 El índice de Wobbe (W) es un indicador de intercambiabilidad de combustibles como el gas natural, el gas licuado de petróleo o el gas de ciudad, y con frecuencia se define en las especificaciones de suministro de gas y de transporte (de los combustibles). W se define como el poder calorífico dividido por la raíz cuadrada de la densidad relativa (W = H/√ρ), donde la densidad relativa (ρ) es la densidad relativa del gas a aire (densidad gas/densidad del aire); H es un valor calorífico con un valor superior o inferior. 12 BTU/SCF = unidades térmicas británicas (BTU) por pie cúbico estándar, o bien megajulios (MJ) por metro cúbico estándar (1.000 BTU/scf = 37,3 MJ/Sm3).

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David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

Tabla 5. Eliminación de compuestos específicos presentes en el biogás en relación con la utilización de gas (+ = sí, − = no). Adaptado de Abatzoglou et al. (1); Persson et al. (14); Ryckebosch et al. (4); Schomaker et al. (35) y Wheless et al. (40). Utilización del biogás

Agua

H 2S +1 < 1.000 ppm

Polvo

Siloxanos

CO2

+

−

−

O2

Calentador directo (calderas de gas / quemadores)

+

Cocina

+

−

−

−

−

Electricidad (motor estacionario a gas)

+

+1 < 1.000 ppm

+

+2

−/+3

Combustible para vehículos (ECI)

+4

+

+

+2

+

Actualización para gas natural

+

+

+

+

+

+

Inyección en la red de gas natural

+

+

+

+

+

+9

5

6

7

8

Es necesaria la eliminación si se exceden los límites de entrada. Estándares para siloxano en Estados Unidos: microturbinas < 5 ppbv (~ 0,03 mg/m3); turbinas grandes < 87 ppbv (~ 0,1 mg/m3); motores ICE 5 – 28 mg/m3 según la norma del fabricante; células de combustible < 100 ppbv. 3 Es dependiente del contenido de CO2 en el biogás y la especificación de los fabricantes. 4 Punto de rocío (water dew point, WDP) de, al menos, 10 °C (EUA) y –5 ºC (Suecia) a presión atmosférica por debajo de la temperatura de invierno. 5 Límite máximo de agua en tuberías (pipelines) 100 mg/m3. 6 Estándares: Alemania, S < 30 mg/Nm3; Francia, sulfuros < 100 mg/Nm3; Suecia, sulfuros < 23 mg/Nm3; Suiza, H2S < 5 mg/Nm3. 7 Estándares: Alemania, libre de polvo; Francia, polvo < 5 mg/Nm3; Suiza, libre de polvo. 8 Estándares: Alemania, CO2 < 6 % vol.; Francia, CO2 < 2 % vol.; Suecia, CO2 < 5 % vol.; Suiza, CO2 < 6 % vol. 9 Estándares: G260/G262 Alemania, O2 < 3 % vol.; Francia, O2 < 2 % vol.; Suecia, O2< 5 % vol.; Suiza, O2 < 0,5 % vol. 1 2

Los propósitos de purificación o acondicionamiento del biogás se resumen en la figura 4, procesos que se describirán posteriormente según las tecnologías disponibles.

3. TECNOLOGÍAS DE PURIFICACIÓN DEL BIOGÁS   41

Figura 4. Pasos que debe seguir el biogás durante su transformación según su origen y el destino del consumo final. Adaptado de Persson et al. (14); Varnero (53).

El biogás purificado o enriquecido permite reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y además genera otros beneficios ambientales cuando este es utilizado como combustible para vehículos, ya que emite menos óxido de nitrógeno, monóxido de carbono e hidrocarburos que la gasolina o el diésel. Asimismo, los motores alimentados con biogás (limpio) suelen ser más silenciosos que los motores alimentados con diésel. Por otro lado, la recarga de combustible con biogás representa menos riesgos ambientales que la recarga con gasolina o diésel, lo que puede permitir minimizar los impactos potenciales en caso de fugas o derrames. Sin embargo, actualmente, una de las principales desventajas del uso de biogás como combustible son los altos costes que tiene la purificación o limpieza de este ($ 3 – 6/GJ) (54). Para obtener biogás de calidad similar a la del gas natural es necesario utilizar más de una de las diferentes tecnologías de limpieza. Ello depende primordialmente de la naturaleza de los materiales a partir de los cuales se generó el biogás, así como de las condiciones de operación durante la digestión anaeróbica. Como ya se discutió en las secciones 1. Introducción y 2. Composición y principales características del biogás, el biogás puede provenir de vertederos, digestores anaerobios (purines, materia orgánica vegetal o similar) o de plantas depuradoras de aguas. Por ello, el

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David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

tratamiento del biogás está enfocado en dos aspectos: el primero, en la eliminación de los distintos componentes nocivos para la red de transporte (del gas natural), equipos de cogeneración y aparatos de los usuarios finales; el segundo hace referencia al enriquecimiento del biogás mediante la eliminación del CO2 con la finalidad de ajustar el valor calorífico y la densidad relativa del biogás para cumplir con las especificaciones del índice de Wobbe. Dicho índice depende tanto del valor calorífico como de la densidad relativa del biogás, tal como se puede apreciar en la figura 5.

Figura 5. El índice de Wobbe (W) y la densidad relativa (adimensional) como función del contenido de metano en el biogás enriquecido. Adaptado de Ryckebosch et al. (4).

Después de un proceso de limpieza, se obtiene un biogás enriquecido, que puede alcanzar una concentración de entre un 95 y un 97 % de CH4, con un contenido de CO2 que puede variar del 1 al 3 %. Con estas características, dicho biogás puede ser utilizado como una alternativa al gas natural. Por otro lado, el uso final del biogás queda determinado por las exigencias que establecen los procesos en los que puede ser utilizado. Así, por ejemplo: • Alemania tiene un estándar para el biogás de inyección (G262) que ha sido elaborado mediante el trabajo de colaboración de la Asociación del Gas con la Asociación del Biogás alemanas. La norma se basa en el estándar de gas natural, DVGW G260.13 13 Normativa vigente publicada por la Deutscher Verein des Gas un Wasserfaches (Asociación Alemana de Gas y Agua). En:

3. TECNOLOGÍAS DE PURIFICACIÓN DEL BIOGÁS   43

• En 1999, Suecia desarrolló un estándar nacional para el biogás como combustible para vehículos a petición de los fabricantes suecos de vehículos. • Gaz de France produjo en 2004 un estándar de facto para la inyección de gas en la red nacional de gas. La norma tiene límites más estrictos sobre el oxígeno que el resto de las normas y también comprende límites para metales pesados y halógenos. Los principales parámetros de las normas mencionadas se describen en la tabla 6. Tabla 6. Parámetros de exigencia para el biogás que debe inyectarse en la red. Adaptado de Persson y Wellinger (55). Parámetro Valor calorífico superior Wi Ws MON (motor octane number) Polvo Punto de rocío de hidrocarburos Punto de rocío del agua ρ

Unidad

Norma en Alemania

Norma en Suecia

MJ/Nm3 MJ/Nm3

43,9 – 47,3

46,1 – 56,53 en H gas* MJ/Nm3 37,8 – 46,85 en L gas**

48,24 – 56,52 en H gas* 42,48 – 46,8 en L gas** > 130 calculado según la norma ISO 15403

– mg/Nm3

Norma en Francia 38,52 – 46,08 en H gas* 34,2 – 37 en L gas**

Técnicamente libre de polvo

> 130 calculado según la norma ISO 15403 90 % a velocidades de carga de 1,6 g HS–/(L·d). Velasco et al. (114) estudiaron la producción de S0 a partir de la oxidación parcial de tiosulfato (S2O32–) a pH = 5,0, en un biolavador, con una conversión cercana al 100 % y velocidades de carga máximas de 1,1 mmol S2O32–/ (L·h) en condiciones de producción de azufre elemental (limitación de oxígeno). Los microorganismos usados fueron del género Thiobacillus. González–Sánchez et al. (115) observaron para estos microorganismos una m de 0,03 h–1 en condiciones limitantes de oxígeno, y una μmax de 0,36 h–1 con la oxidación total hasta sulfato

3. TECNOLOGÍAS DE PURIFICACIÓN DEL BIOGÁS   67

(exceso de oxígeno), por lo que se alcanzó una carga máxima de oxidación de 24,2 mmol S2O32–/(L·h). El consorcio disminuyó su actividad a pH > 8. Solución NaOH o HCl

Tiosulfato y Nutrientes

Efluente

Electrodo pH Sonda O2

Sonda O2

BRR

(a)

Sulfuro y Nutrientes

Solución HCl

Sonda ORP

Efluente Partículas soporte de biomasa

Aireador

Purga S0

Controlador ORP

BRFR

(b)

Recolección de S0

Compresor de aire

Figura 11. Tratamiento de sulfuros disueltos en aguas residuales sintéticas con recuperación de azufre elemental. (a) biorreactor de recirculación; (b) biorreactor fluidificado de recirculación. (76)

Krishnakumar et al. (116) utilizaron un biorreactor de recirculación fluidizado que fue capaz de formar y recuperar azufre elemental a partir de sulfuro (11 g / (L·h)) con un porcentaje de eliminación del 95 % (figura 11). El pH se mantuvo controlado en un óptimo de 8 y disminuía notablemente su eficiencia de sulfooxidación a pH mayores. El biorreactor se rellenó con un material flotante sobre el que se formó una biopelícula que oxidó el sulfuro a azufre elemental. Este último fue separado de la fase acuosa con un porcentaje de recuperación del 65 al 90 %. Janssen et al. (117) utilizaron un biolavador operado a pH 7,0 para la oxidación biológica del H2S gaseoso a azufre elemental por bacterias aeróbicas del género Thiobacillus. La velocidad de carga máxima obtenida fue de 6 g HS–/(L·d) en un sistema de células libres. Koe I. y Yang F. (118) trabajaron con un biolavador relleno de un soporte inerte poblado por microorganismos del género Thiobacillus. En este sistema, la absorción y la degradación del H2S fueron conjuntadas en el mismo reactor. Se observaron cargas de eliminación máximas de 2,2 g H2S/(L·d) y eficiencias de eliminación del 99 %, y las concentraciones de H2S tratadas fueron de hasta 5 ppmv (típicas en el tratamiento de olores). El pH de operación fue de 1,1 a 3,5. McComas et al. (119) estudiaron un cultivo de Thiomicrospira sp. CVO creciendo con H2S a un pH de 7,4 en condiciones anaerobias, donde el nitrato fue

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David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

usado como donador de electrones. Se obtuvo una carga máxima de oxidación de sulfuro de 1,9 g HS–/(L·d). El microorganismo mostró ser tolerante a pH en un intervalo de 5,6 a 10,4 y concentraciones de NaCl de hasta un 10 %. La gran mayoría de las configuraciones de reactores utilizados para eliminar el H2S tienen como característica común que no consideran a los pH alcalinos en la solución absorbente. Más adelante se demostrará que la alcalinidad (pH > 9) en una solución acuosa incrementa de forma sustancial la cantidad del H2S gaseoso transferido a una fase líquida. La figura 12 muestra la configuración de un sistema biolavador empleado por el proceso Thiopaq® para el tratamiento del H2S proveniente del gas natural a altas presiones (120). Gas Dulce

Aire Gastado

Nutrientes y NaOH

Columna De Absor ción

Purga

Bior r eactor Purga

Gas Amargo

S0

Aire Figura 12. Diagrama del sistema biolavador para el tratamiento de corrientes contaminadas con H2S (proceso Thiopaq®) (76)

El proceso Thiopaq® lo conforman, principalmente, una columna de absorción y un biorreactor de oxidación. En la columna de absorción, el H2S es transferido (ecuaciones 14 y 15) a una solución alcalina acuosa (pH 8,0 a 8,5). Posteriormente, el sulfuro es oxidado por los microorganismos contenidos en el biorreactor a azufre elemental y sulfato, de acuerdo con las ecuaciones 2 y 3. H2S ↔ H2S(liq)

(absorción)

H2S(liq) + OH– ↔ HS– + H2O

(hidrólisis)

(14) (15)

3. TECNOLOGÍAS DE PURIFICACIÓN DEL BIOGÁS   69

En una planta de demostración se trató gas natural con un contenido de H2S de hasta un 8 % vol. a altas presiones (entre 5 y 53 bares) sin afectación negativa apreciable a los microorganismos. El contenido de H2S de la corriente tratado estuvo por debajo de 1 ppmv, mientras que todo el H2S transferido a la solución acuosa fue oxidado a azufre elemental. Una desventaja de este sistema es que sales como el bicarbonato de sodio pueden precipitar a altas presiones parciales de CO2; para evitarlo, se requieren bajas presiones parciales de CO2 o, alternativamente, un pH menor en la solución absorbente, pero se necesitarían altos flujos de líquido para mantener una capacidad de absorción semejante con el proceso que usa una solución alcalina como absorbente. Debido al pKa cercano a 7, para la ecuación 15, condiciones alcalinas mejoran la absorción del H2S, ya que el equilibrio químico favorece la formación de especies más solubles, como el hidrosulfuro (HS–) y el sulfuro (S2–). Existe un grupo de microorganismos capaces de crecer a pH > 9, llamados comúnmente bacterias alcalófilas sulfooxidantes. Estos microorganismos han mostrado tener prometedoras capacidades de oxidación de H2S bajo condiciones de extrema alcalinidad y salinidad (121). 3.3 Eliminación del CO2 El enriquecimiento del biogás, hasta llegar a una calidad semejante a la del gas natural, es un procedimiento de múltiples pasos. Después de la eliminación de agua (vapor) y siloxanos, la eliminación del CO2 es necesaria para cumplir con el índice de Wobbe. A medida que se elimina el CO2, disminuye la densidad relativa del biogás y se incrementa su valor calórico, como se puede apreciar en la figura 5 (4). Dependiendo de las pretensiones de uso del biogás (cogeneración o como combustible de vehículo), es necesario cumplir con ciertas especificaciones, ya que para el primer caso es necesario transportar el biogás por tuberías, y las especificaciones típicas de tuberías requieren un contenido menor del 3 % de CO2, mientras que las especificaciones para ser usado como combustible de vehículos requieren un contenido combinado de CO2 y N2 del 1,5 al 4,5 %. Así pues, para eliminar el CO2 existen varias tecnologías. La selección de alguna de ellas dependerá de sus posibles ventajas y desventajas, que se muestran a continuación en la siguiente tabla.

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Tabla 11. Ventajas y desventajas de los métodos para eliminar el CO2. Adaptado de Ryckebosch et al. (4) Método

Ventajas

Desventajas

Absorción con agua

Alta eficiencia (> 97 % CH4). Eliminación simultánea a [H2S] < 300 cm3 m–3. Operación sencilla. Capacidad ajustable en función de presión y temperatura. Posibilidad de regeneración. Bajas pérdidas de CH4 (< 2 %). Tolerante a impurezas.

Inversión y operación costosas. Obstrucción debido al crecimiento bacteriano. Formación de espuma. Poca flexibilidad para variar la entrada de gas.

Absorción con polietilenglicol

Alta eficiencia (> 97 % CH4). Eliminación simultánea de compuestos orgánicos de S, H2S, NH3, HCN y H2O. Balance energético más favorable que el obtenido en la absorción con agua. Posibilidad de regeneración. Bajas pérdidas de CH4.

Inversión y operación costosas. Operación difícil y regeneración incompleta. En el momento de desmontaje/vacío es necesario realizar un proceso de ebullición. Se reduce la capacidad de tratamiento cuando se diluye glicol con agua.

Absorción química con aminas

Alta eficiencia (> 99 % CH4). Operación barata. Posibilidad de regeneración. Más CO2 disuelto por unidad de volumen (comparado con la absorción con agua). Muy bajas pérdidas de CH4 (< 0,1 %).

Inversión costosa. Calor necesario para la regeneración. Corrosión. Descomposición y envenenamiento de las aminas por O2 u otros productos químicos. Precipitación de sales y formación de espuma.

PSA/VSA Tamiz molecular de carbón. Tamiz molecular (zeolita). Silicatos de alúmina.

Alta eficiencia (95 – 98 % CH4). H2S es eliminado. Bajo consumo de energía: alta presión, pero regenerativo. Técnica compacta. También para pequeñas capacidades. Tolerante a impurezas.

Inversión y operación costosas. Proceso extenso, requiere control. Pérdidas de CH4 cuando hay un mal funcionamiento de las válvulas.

Tecnología de membrana gas/gas gas/líquido

H2S y H2O son eliminados. Construcción y operación simples. Alta fiabilidad. Pequeños flujos de gas tratados sin aumento proporcional del coste. Gas/gas. Eficiencia de eliminación: de < 92 % CH4 (paso 1) a > 96 % CH4 H2O es eliminada. Gas/líquido. Eficiencia de eliminación: > 96 % CH4. Inversión y operación baratas. Puede obtenerse CO2 puro.

Membrana de baja selectividad: compromiso entre pureza de CH4 y la cantidad de biogás mejorado. Múltiples pasos necesarios (sistema modular) para llegar a alta pureza. Pérdidas de CH4. Poca experiencia operacional.

3. TECNOLOGÍAS DE PURIFICACIÓN DEL BIOGÁS   71

Método Separación criogénica

Ventajas Puede alcanzarse un 90 – 98 % CH4. CO2 y CH4 de alta pureza. Bajo coste de energía extra para llegar a biometano líquido (LBM).

Desventajas Inversión y operación costosas. El CO2 puede permanecer en el CH4.

Para implementar un proyecto de enriquecimiento del biogás cuyo objetivo principal es la eliminación del CO2, es esencial conocer las tecnologías disponibles para la limpieza y la mejora del biogás. Algunas de estas técnicas son: absorción física y química del CO2, adsorción por oscilación de presión, separación con membranas y separación criogénica, entre otras. A continuación se dan algunos detalles de estas tecnologías. 3.3.1 Absorción con agua

La tecnología de lavado con agua es un método de absorción utilizado para separar el CO2 de la corriente de gas. Normalmente no se requiere programar un paso de desulfuración de gas antes de la primera entrada en la columna de absorción, pero puede ser útil para evitar emisiones de H2S a la atmósfera por los gases de escape; alternativamente, si existe una tecnología de tratamiento se pueden evitar las emisiones de SO2. Las presiones de operación en la columna de absorción están en el intervalo de 7 – 10 bar. Bajo estas condiciones de operación se pueden alcanzar concentraciones de CH4 de alrededor un 97 %. Para evitar la disminución del valor de calentamiento del biogás, se recomienda evitar la presencia de N2 y O2 en la corriente de gas, biogás, alimentado o bruto, ya que esta tecnología no puede separar estos compuestos del biogás. 3.3.2 Absorción física (disolventes orgánicos) La tecnología de absorción física que utiliza disolventes orgánicos (principalmente Selexol o Genosorb) es básicamente comparable a la tecnología de lavado con agua. Además del CO2, el H2S, el NH3 y el H2O pueden ser separados. Al igual que con el lavado con agua, no es necesario programar un paso de desulfuración del biogás antes de la entrada en la columna de absorción, pero puede ser útil para evitar emisiones de H2S significativas a la atmósfera. Las presiones en la columna de absorción se sitúan alrededor de 8 bar. Para la regeneración de la columna de desorción, se requieren temperaturas de ~ 50 °C. Con esta tecnología se pueden alcanzar concentraciones de CH4 en el biogás de entre el 93 y 98 %. 3.3.3 Absorción química (disolventes orgánicos) La tecnología de absorción química con disolventes orgánicos es la combinación de la fisisorción y la quimisorción. Además del CO2, también pueden ser teóricamente

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David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

separados el H2S y el NH3. En la práctica, se requiere una etapa de desulfuración del biogás antes de la columna de absorción para evitar reacciones no deseadas en el proceso. La presión en la columna de absorción es normalmente de solo unos pocos bares. Para la regeneración de la columna de desorción se necesita un nivel de temperatura de 120 a 160 °C. Las concentraciones típicas de CH4 en la corriente de gas tratado se sitúan alrededor de un 99 % si no hay N2 o O2 en el flujo de biogás. No es necesario un postratamiento del gas efluente.

Figura 13. Diagrama de flujo del proceso de absorción química.

3.3.4 Adsorción por oscilación de presión El método de adsorción por oscilación de presión (pressure swing adsorption, PSA) se utiliza ampliamente para separar algunas especies de gas a partir de una mezcla de gases, empleando presión en función de las características moleculares de la especie que hay que separar, así como de acuerdo con la afinidad del material adsorbente (figura 14). La temperatura de operación de esta técnica es similar a la ambiental y, por lo tanto, difiere de las técnicas de separación criogénica de gases. Materiales adsorbentes tales como zeolitas y carbón activado se utilizan como tamices moleculares; preferentemente, se adsorbe la especie de gas objetivo a alta presión y posteriormente se disminuye la presión para desorber el material adsorbente (122). El proceso de PSA se basa en el hecho de que a baja presión los gases tienden a ser adsorbidos. De manera que, cuanto mayor sea la presión, más se adsorbe el gas, y cuando se reduce la presión, el gas se libera o se desorbe. Los procedimientos de PSA

carbón activado se utilizan como tamices moleculares; preferentemente, se adsorbe la

especie de gas objetivo a alta presión y posteriormente se disminuye la presión para desorber el material adsorbente (122). El proceso de PSA se basa en el hecho de que a baja

3. TECNOLOGÍAS DE PURIFICACIÓN DEL BIOGÁS   73

presión los gases tienden a ser adsorbidos. De manera que, cuanto mayor sea la presión, más se adsorbe el gas, y cuando se reduce la presión, el gas se libera o se desorbe. Los procedimientos de PSA permiten separar gases de una mezcla, ya que diferentes gases permiten separar gases de una mezcla, ya que diferentes gases tienden a adsorberse tienden a adsorberse a diferentes más o menos fuerza. a diferentes superficies sólidassuperficies con más osólidas menoscon fuerza. Captura de biogás enriquecido

Adsorción

↓P resión

Desorción

↑P resión Ventilación de gas (CO2)

B iogás

Compresor

B omba de vacío

Figura 14. Esquema de adsorción con oscilación de presión. Figura 14. Esquema de adsorción con oscilación de presión.

Si una mezcla de gases tales pasaraapresión presióna a través de Si una mezcla de gases talescomo comoelelaire, aire,por porejemplo, ejemplo,se se hace hace pasar través una columna rellena con un material adsorbente que al nitrógeno másque al una de columna rellena con un material adsorbente que atrae al atrae nitrógeno con máscon fuerza fuerzatodo queelal nitrógeno oxígeno, todo el nitrógeno parte deen él se el materialyadsoroxígeno, o parte de él se oquedará el quedará materialen adsorbente el gas que

y elenriquecido gas que saleen estará enriquecido en oxígeno. Cuando el material adsorbente sale bente estará oxígeno. Cuando el material adsorbente alcanza su máxima alcanza su máxima capacidad para adsorber nitrógeno, se puede regenerar mediante capacidad para adsorber nitrógeno, se puede regenerar mediante la reducción de la presión,

la reducción de la presión, y liberar el nitrógeno adsorbido, listo y liberar así el nitrógeno adsorbido, que así quedaría listo para otro cicloque de quedaría producción de aire para otro ciclo de producción de aire enriquecido con oxígeno. Sin embargo, durante enriquecido con oxígeno. Sin embargo, durante la purificación de biogás, el material de la purificación de biogás, el material de adsorción que adsorbe H2S es irreversible adsorción que adsorbe H2S es irreversible y, por lo tanto, es envenenado por H2S. Por esta y, por lo tanto, es envenenado por H S. Por esta razón, una eliminación de H S

2 razón, una eliminación de H2S preliminar es2 un paso que a menudo se incluye en el proceso preliminar es un paso que a menudo se incluye en el proceso de PSA. de PSA. El método PSA utiliza zeolitas o carbón activado en diferentes niveles de pre-

sión; se trata de un método eficaz para la separación de CO2 a partir de metano (123–124). El carbón activado impregnado con yoduro de potasio catalíticamente puede reaccionar con oxígeno y H2S para formar agua y azufre (125). La reacción se consigue mejor a presiones de entre 7 y 8 bar (unidad de presión) y a una temperatura de 50 a 70 oC. Los lechos de carbón68activado también necesitan regeneración o sustitución cuando se saturan. Las ventajas de la tecnología PSA son: más del 97 % de CH4 de enriquecimiento, baja demanda de potencia, bajas emisiones y la eliminación del nitrógeno y el oxígeno. La principal desventaja de la tecnología PSA es que necesita de un paso adicional previo de eliminación de H2S y de un paso posterior para acabar de adecuar el gas. El proceso es también relativamente más caro que otros; según De Hullu et al. (126), el coste del método de PSA es de 0,40 € / Nm3 de biogás.

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David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

3.3.5 Separación con membrana La separación del CO2 contenido en el biogás mediante membranas data de los años setenta (127). Sin embargo, en los últimos años el avance de la investigación en el campo de la tecnología de membranas y sus resultados indican la justificación técnica y económica para su empleo como uno de los mejores métodos que se han desarrollado para la limpieza del biogás, hasta tal punto que, actualmente, es una tecnología competitiva que puede compararse con tecnologías como la adsorción con oscilación de presión, la absorción química y la separación criogénica. El principio de separación mediante membranas está basado en que algunos de los componentes del biogás son transportados a través de una membrana delgada, mientras que otros son retenidos. La permeabilidad es una función directa de la solubilidad química del compuesto de interés en la membrana; tal es el caso de las membranas de acetato de celulosa, donde la permeabilidad del CO2 es veinte veces mayor que la del CH4. Ello está vinculado al transporte a través de la membrana, que se produce debido a una fuerza motriz adecuada que puede estar propiciada, entre otros, por el potencial químico. Dicho potencial puede ser provocado, entre otras cosas, por diferencia de presión, concentración y temperatura o por un potencial eléctrico entre ambos lados de la membrana. Los sistemas con membranas se suelen construir en módulos, que se caracterizan por su geometría. Para cada aplicación se requiere de una superficie de membrana específica, de tal manera que se termina requiriendo un cierto número de módulos; sin embargo, estas estructuras suelen proporcionar una gran superficie de membrana por unidad de volumen y, por lo tanto, las unidades son muy compactas. El principio de operación de un módulo se muestra en la figura 15. La operación de un módulo con membranas se puede describir de la siguiente manera: una alimentación con cierta composición y cierta velocidad entra en el módulo para entrar en contacto tangencialmente con la membrana; en el interior del módulo el flujo de alimentación se divide en dos flujos secundarios, el primero se conoce como permeato, que corresponde al componente que pasa a través de la membrana, mientras que el flujo restante, llamado retentato, sale del módulo. Las presiones de operación están en el intervalo de 25 a 40 bares y, por lo general, esta separación se realiza en tres etapas, en las que se logra obtener un biogás hasta con un 96 % de CH4.

al componente que pasa a través de la membrana, mientras que el flujo restante, llamad retentato, sale del módulo. Las presiones de operación están en el intervalo de 25 a 40 bare

y, por lo general, esta separación se realiza en tres etapas, en las que se logra obtener u 3. TECNOLOGÍAS DE PURIFICACIÓN DEL BIOGÁS   75 biogás hasta con un 96 % de CH4. MÓDULO Alimentación

Retenido

P ermeado (Filtrado) Figura 15. Esquema demembranas. separación mediante membranas. Figura 15. Esquema de separación mediante

hay dos tecnologías de separación por membranas disponibles: BásicamenteBásicamente hay dos tecnologías de separación por membranas disponibles:

1. Separación gas-gas (con una fase gas en ambos lados de la membrana). 1. Separación gas-gas (con (separación una fase gas lados de la de membrana). 2. Absorción gas-líquido con en un ambos líquido de absorción las molé2. Absorción gas-líquido (separación con un líquido de absorción de las molécula culas difundidas). difundidas). 3.3.5.1 Separación gas-gas

La separación gas-gas es un proceso de separación de alta presión que separa selectivamente el CO2 del CH4, en que las presiones de operación van desde 2.000 hasta 3.600 kPa. Por lo general, esta separación se realiza en tres etapas y se puede alcanzar hasta un 96 % de CH4 puro. Sin embargo, para tener dicha eficiencia y prolongar la vida útil de la membrana, es necesario instalar una desulfuración y la etapa de 70 secado antes de que el biogás entre en los módulos de membrana. Las membranas hechas de acetato de celulosa permiten separar pequeñas moléculas polares, tales como el CO2, pero no son eficaces en la separación de N2 del CH4. 3.3.5.2 Absorción gas-líquido

Esta técnica es un proceso reciente en el que se emplean membranas hidrófobas como interfase, lo que permite separar la fase gaseosa de la fase líquida. Las moléculas de la corriente gaseosa fluyen en una dirección, en la que son capaces de difundir a través de la membrana. Una vez del otro lado, esta será absorbida por el líquido que fluye a contracorriente. Una importante ventaja de esta tecnología es que opera a presión atmosférica (alrededor de 100 kPa), lo que implica bajos costes de construcción. La eliminación del CO2 se realiza mediante una solución de amina que permite llevar al biogás de un 55 % hasta un 96 % de CH4 en un solo paso, por lo que se puede decir que esta tecnología tiene una alta eficiencia. Por otro lado, la solución de amina puede ser regenerada por calentamiento, de tal manera que se puede obtener un CO2 con alta pureza que puede ser utilizado en otras aplicaciones industriales.

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David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

Las ventajas de la utilización de membranas son que es un proceso compacto, ligero, con bajos requisitos de consumo de energía y de mantenimiento, y de fácil operación. Las desventajas de la separación de membranas son un bajo rendimiento de CH4 y los altos costes de la membrana. La primera desventaja puede estar vinculada al ensuciamiento de las membranas, por lo que se requerirá la sustitución Universitat Autònoma de Barcelona Versión revisada octubre 2016 Departament d’Enginyeria Química de estas, y a ello se añade que la membrana tiene un coste elevado. Además, hay Escola d’Enginyeria problemas en el rendimiento y pureza y un incremento en los costes de operación. Según De Hullu et al. (126), el coste del método de membrana es de 0,12 € / Nm3 3.3.6 Separación criogénica de biogás. La separación criogénica, como su nombre indica, se refiere al hecho de que esta técnica 3.3.6 Separación criogénica hace uso de bajas temperaturas, alrededor de los –90 °C, que combina con presiones altas, La separación criogénica, como su nombre indica, se refiere al hecho de que esta de aproximadamente 40 bares.

técnica hace uso de bajas temperaturas, alrededor de los –90 °C, que combina con presiones altas, de aproximadamente 40 bares. Bajo el principio de que los compuestos tales como el CO2 y el CH4 se licúan en diferentes Bajo el principio de que los compuestos tales como el CO y el CH4 se licúan biogás; a rangos de temperatura y presión (dominios), es posible obtener CH42 a partir del en diferentes rangos de temperatura y presión (dominios), es posible obtener CH4 consecuencia del enfriamiento y la compresión del biogás, se licúa el CO2 y, de esta manera, a partir del biogás; a consecuencia del enfriamiento y la compresión del biogás, se es fácilmente separado del biogás enriquecido. El principio de funcionamiento del proceso de licúa el CO2 y, de esta manera, es fácilmente separado del biogás enriquecido. El separación criogénica se muestra en la figura 16. Para ello, se requiere una serie de principio de funcionamiento del proceso de separación criogénica se muestra en compresores e intercambiadores de calor en línea. Los detalles se pueden apreciar en el la figura 16. Para ello, se requiere una serie de compresores e intercambiadores de siguiente esquema. calor en línea. Los detalles se pueden apreciar en el siguiente esquema. P roducto

91 % CH4 8 % N2 1% otros

E nfriador

Corriente de residuos 0.6 % CH4 98 % CO 2

Compresor

E nfriador

Compresor

E nfriador Columna de destilación

Recirculación de la corriente de producto en forma de agente de enfriamiento

Figura16. 16.Esquema Esquemadel delproceso proceso mediante separación criogénica. Adaptado et y Figura de de COCO separación criogénica. Adaptado de HulludeetHullu al. (126) 2 2 mediante Zhao et al. (54). al. (126) y Zhao et al. (54).

En estas unidades del proceso, el biogás alimentado (sucio) pasa por el primer En estas unidades del proceso, el biogás alimentado (sucio) pasa por el priintercambiador de calor, en el que se enfría a –70 ºC. Este intercambiador de calor utiliza la mer intercambiador de calor, en el que se enfría a –70 ºC. Este intercambiador corriente de producto como medio de enfriamiento, que tiene como ventaja el de calor utiliza la corriente de producto como medio de enfriamiento, que tiene precalentamiento del biogás enriquecido antes de salir de la planta; los detalles se como ventaja el precalentamiento del biogás enriquecido antes de salir de la planta; especifican en la figura 16. Sin embargo, el gas de alimentación se requiere previamente

72

3. TECNOLOGÍAS DE PURIFICACIÓN DEL BIOGÁS   77

los detalles se especifican en la figura 16. Sin embargo, el gas de alimentación se requiere previamente seco, para evitar que se congele en las siguientes etapas de enfriamiento, y manejado a presión atmosférica y temperatura ambiente. Una vez realizada la primera etapa de enfriamiento, esta es seguida por una cascada de compresores e intercambiadores de calor que enfrían el gas de entrada hasta –10 oC y lo comprimen a 40 bares antes de que este entre en la columna de destilación. El último paso del proceso de separación criogénica es donde se separa el CH4 del CO2 y de otras impurezas. Son diversas las ventajas de la separación criogénica, entre las que destaca el hecho de que es posible la obtención de biogás con alto contenido de metano de hasta un 99 %. Además, se obtiene directamente CO2 líquido, lo que facilita considerablemente su transporte y ofrece ventajas sobre otras tecnologías cuyo problema es la captura y el almacenamiento del CO2. Asimismo, no hay que olvidar que se pueden procesar grandes cantidades de biogás de manera continua y eficiente. Al mismo tiempo, esta tecnología es amigable con el medio ambiente, ya que no utiliza productos químicos, y, dado que se disminuye la temperatura lo suficiente para obtener metano líquido, también es posible separar el nitrógeno, lo cual es una ventaja cuando se procesa biogás proveniente de vertederos. Sin embargo, las principales desventajas de este proceso es que se requiere de una gran cantidad de equipos, principalmente compresores, turbinas e intercambiadores de calor, y además es necesaria una gran cantidad de energía para llevar a cabo el proceso. Ambos requerimientos elevan los costes de inversión y operación comparados con otras tecnologías, lo que hace que la separación criogénica sea extremadamente cara. El precio final del biogás enriquecido obtenido a través de esta tecnología fue estimado en, aproximadamente, 0,44 € / Nm3 de biogás (0 °C y 1 atm) para el año 2008, por De Hullu et al. (126). 3.3.7 Absorción alcalina con regeneración Para capturar dióxido de carbono se recomienda utilizar procesos de absorción utilizando soluciones alcalinas, ya que estas operan a bajas presiones parciales del gas, de entre 60 y 100 libras/pulgada2, y con la característica de que estas soluciones se pueden regenerar. El proceso involucra una reacción química reversible entre el componente gaseoso que es absorbido en el componente líquido. Para ello se requiere que en la solución absorbente utilizada se forme un compuesto que posteriormente pueda ser disociado. La mayoría de los procesos utilizan disoluciones de sales que contienen sodio o potasio como catión, uno con el que se obtenga una disolución a pH 9–11. Estas soluciones absorberán el CO2, pero el efecto amortiguador del ácido débil presente en la solución original hará que no cambie rápidamente el pH. Las sales propuestas

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David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

para estas disoluciones son carbonato sódico o carbonato potásico (también de fosfato, borato, arsenito, sulfito) así como sales de ácidos orgánicos débiles. Las principales tecnologías que se emplean con estas disoluciones son: • Procesos basados en carbonato sódico caliente para la captura de CO2 de corrientes gaseosas a alta presión (normalmente las soluciones de carbonato sódico contienen un promotor que aumenta la tasa de absorción de CO2). • Procesos basados en la absorción a temperatura ambiente usando soluciones de sosa cáustica para eliminar mercaptanos y trazas de dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno (captura de CO2 con absorción). Por otro lado, hay que destacar la velocidad de absorción de CO2 en un medio neutro-alcalino y la posterior regeneración a través de la degradación biológica de este CO2 absorbido con microalgas o bacterias, ya que la absorción del CO2 consume OH– (ecuación 16), mientras que la actividad biológica fotosintética regenera estos OH– (ecuación 17). CO2 + OH- → HCO3HCO3- + H2O

LIGHT

→ [CHXOy] + O2 + OH-

(16) (17)

Cuando el CO2 gaseoso es absorbido en una solución acuosa con pH superior a 7, en el líquido se verifica una reacción instantánea ácido-base. La presencia de esta reacción provoca un aumento sustancial de la velocidad de absorción del CO2. Mantener el valor del pH estará limitado por la actividad biológica de las microalgas y bacterias usadas en la biotransformación del CO2. Además, el H2S presente en el biogás también se absorbe en el medio neutro-alcalino y genera un efecto inhibitorio sobre la actividad biológica global que tendrá que ser evaluado obligatoriamente. El proceso de absorción de CO2 puede fácilmente combinarse con la producción de proteína para alimentación animal, biomasa para la producción de biogás, o fertilizantes, lo que contribuye a mejorar la viabilidad económica del proceso (128–131). A este respecto, en literatura se han descrito rendimientos de 0,23 – 04 m3 biogás / kg SSV de microalgas (65 % CH4) (128– 129, 132). Del mismo modo, Mulbry et al. (133) demostraron recientemente que la biomasa algal producida a partir del digestato procedente de la digestión anaerobia de residuos ganaderos podía sustituir a fertilizantes comerciales. Dichos procesos pueden llevarse a cabo tanto en sistemas acuáticos de agua dulce como de agua salada, lo que supone una ventaja sustancial para su implementación en zonas costeras (134–135). La elevada producción de oxígeno existente en el proceso como consecuencia de la intensa actividad fotosintética permite la integración de procesos de absorción y oxidación biológica de contaminantes (136). Se puede

3. TECNOLOGÍAS DE PURIFICACIÓN DEL BIOGÁS   79

reaprovechar el oxígeno casi puro, por ejemplo, en lagunas de aeración o de oxidación biológica de H2S (137). 3.3.8 Adición de propano El propano o gas licuado de petróleo (GLP) es una mezcla de propano y butano, con un alto valor calorífico e índice de Wobbe. La composición típica para el GLP es de un 70 % de propano y un 30 % de butano; con esta combinación, el valor calorífico neto es de 102 MJ/m3 y el índice de Wobbe bruto es de 85 MJ/m3. Así pues, la adición de GLP al biogás incrementará estas propiedades y se adaptará, de este modo, a las especificaciones de la calidad del gas en tuberías.

La Norma Chilena Oficial NCh 3213.Of2010 (138) permite la adición de propano (C3H8) e hidrocarburos superiores en ≤ 3 % al biogás para aumentar su poder calorífico (36,3 – 41,2 MJ/Sm3) y que este pueda ser inyectado a la red de gas natural, para que, de este modo, sea intercambiable con el gas natural (139). 3.3.9 Ventajas y desventajas del uso de la tecnología de membranas Las ventajas del uso de membranas para depurar las impurezas presentes en el gas natural y el biogás resultan exitosas para abatir el CO2, el H2 y el O2, entre otros. Varios fabricantes ofrecen membranas con permeación multipropósito (tabla 12). Tabla 12. Proveedores a escala comercial de membranas. Adaptado de Kohl y Nielsen (140). Compañía

CO2

H2

Aire O2

N2

X

X

X

X

Asahi Glass (HISEP)

X

X

Dow (Generon)

X

X

X

X

A/G Tecnology (AVIR)

X

Air Products (Permea)

X

Union Carbide (linde)

X

X

Otros

X

Se ha establecido que la eficiencia de permeación (depuración) de gases energéticos usando la tecnología de membranas construidas con distintos materiales no es eficiente para la eliminación de nitrógeno (N2), monóxido de carbono (CO) y etano (C2 H6). La eficiencia para los compuestos nombrados es muy baja o nula, por lo que se requieren altas presiones de trabajo (de 25 a 40 bares) (127) y un diseño de flujo de gases a través de membranas configurados en serie, lo que encarece los costes. Todo ello se debe a que dicha tecnología está condicionada al tamaño de partícula que puede permear, y no existen diferencias en tamaño relativo entre

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David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

las partículas de gas metano (CH4) y las de N2 y CO. De ahí que esa tecnología mediante membranas no se use en la industria energética (la petrolera que trabaja grandes volúmenes) para abatir el N2 y el CO y se utilicen otros métodos físicoquímicos (PSA) (69). Todo ello queda reflejado en la figura 17 y la tabla 13.

Figura 17. Tamaño relativo de partículas. Fuente: Kohl y Nielsen (140). Tabla 13. Tasa de permeación de gases a través de membranas a 100 psi. Adaptado de Kohl y Nielsen (140).

Membrana

H2

N2

O2

CH4

CO2

Polisulfona

13

0,2

1

0,22

6

Acetato de celulosa

12

0,18

1

0,2

6

Poliamida

9

0,05

0,5

0,05

Producto Dow

136

8

32

Producto Permea

22

0,4

2,3

PDMS

649

281

604



1 2

Tasa de permeación relativa1

2

H2O

He

H2S

CO

C2H6

100

15

10

0,3

0,1

93 0,4

9

Las tasas de permeación son relativas, basadas en 1 oxígeno en polisulfuna y acetato de celulosa PDMS = poli(dimetilsiloxano): goma de silicona para oxígeno 1 (scf )/(ft2)(hr) (100 psi) a temperatura ambiente

3. TECNOLOGÍAS DE PURIFICACIÓN DEL BIOGÁS   81

3.4 Eliminación de otras impurezas (compuestos minoritarios) 3.4.1 Eliminación de siloxanos Los siloxanos son un grupo de compuestos orgánicos que contienen un enlace Si-O y radicales orgánicos (metil, etil y otros grupos orgánicos) unidos al átomo de silicio. Los siloxanos se utilizan ampliamente en la elaboración de cosméticos y productos farmacéuticos y como antiespumantes; poseen propiedades de gran utilidad en la industria, tales como alta compresibilidad, baja inflamabilidad y baja tensión superficial, y propiedades repelentes del agua; además, poseen una alta estabilidad térmica, baja toxicidad y biodegradabilidad. En el biogás se suelen encontrar siloxanos lineales y cíclicos (141–143). En la tabla 14 se nombran algunos de ellos —los cinco primeros son los más analizados para el biogás proveniente de plantas de tratamiento de aguas residuales, de rellenos sanitarios y de vertederos—, mientras que en la figura 18 se muestra la estructura de los siloxanos cíclicos. Tabla 14. Resumen de datos de los principales compuestos de silicio orgánicos en el biogás (142–143) Nombre

Abrev.

Tetrametilsilano

TMS

Trimetilsilanol

MOH

Fórmula

M [g/mol]

Tetradimetilsilano

L2

C6H18OSi

162

Trimetilsilanol

L3

C8H24O2Si3

236

Hexametildisiloxano

L4

C10H30O3Si4

310

Octametiltetrasiloxano

L5

C12H36O4Si5

384

Decametiltetrasiloxano

L6

C14H42O5Si6

459

Dodecametilpentasiloxano

L7

C16H48O6Si7

533

Tetradecametilhexasiloxano

L8

C18H54O7Si8

607

Hexadecametiloctasiloxano

D3

C12H18O3Si3

222

Octametilciclotetrasiloxano

D4

C8H24O4Si4

297

Decametilciclopentasiloxano

D5

C10H30O5Si5

371

Dodecametilciclohexasiloxano

D6

C12H36O6Si6

445

Tetradecametilcicloheptasiloxano

D7

C14H42O7Si7

519

Hexadecametilciclooctasiloxano

D8

C16H48O8Si8

593

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David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

Figura 18. Estructura y nombre sistemático de los siloxanos cíclicos (141). n = 1: hexametilciclotrisiloxano (D3); n = 2: octametilciclotetrasiloxano (D4); n = 3: decametilciclopentasiloxano (D5); n = 4: dodecametilciclohexasiloxano (D6).

La eliminación de siloxanos para el biogás procedente de residuos municipales y de vertederos se hace necesaria, ya que se han observado concentraciones que van desde 1 hasta 400 mg/m3. Los siloxanos deben eliminarse para impedir la deposición de sílice en las partes internas de las máquinas y evitar, de este modo, el desgaste de las piezas y la pérdida de estabilidad de las partes que giran a gran velocidad. De esta manera se evita uno de los principales problemas que suelen causar los siloxanos: los daños a los motores, ya que, durante la combustión, estos se oxidan a óxido de silicio y, por consiguiente, pueden depositarse como cuarzo microcristalino en la cámara de combustión, en las bujías, válvulas, cabezas de los cilindros, etc., lo que produce abrasión en el interior del motor. Por esta sencilla razón, los fabricantes de motores exigen límites máximos de siloxanos en el biogás, que pueden ir desde 0,03 mg/m3 (microturbinas Capstone) hasta 28 mg/m3 (Caterpillar) (4). En la tabla 15 se mencionan algunas de las técnicas utilizadas para la eliminación de siloxanos, así como sus posibles ventajas y desventajas. Actualmente, no hay un método universal para eliminar o minimizar los siloxanos del biogás. Sin embargo, algunas de las técnicas disponibles se mostraron en la tabla 12. Al respecto, Schweigkofler y Niessner (144) investigaron la capacidad de diferentes materiales líquidos y sólidos para eliminar siloxanos, y demostraron que estos pueden ser eliminados mediante absorción física empleando disolventes.

3. TECNOLOGÍAS DE PURIFICACIÓN DEL BIOGÁS   83

Tabla 15. Ventajas y desventajas de las técnicas de eliminación de siloxanos (4). Método

Ventajas

Absorción con solventes Alta eficiencia de eliminación orgánicos (97 %) Absorción en ácidos fuertes

Absorción en base fuerte

Adsorción en gel de sílice

Alta eficiencia de eliminación (< 95 %)

n.d.

a

La extracción completa no es posible. Corrosión. Cuestiones ambientales. Manejo de sustancias químicas peligrosas. Corrosión. CO32– precipitación. Manejo de sustancias químicas peligrosas.

Alta eficiencia de eliminación (< 95 %). Mayor capacidad de eliminaAlta presión necesaria. ción vs. carbón activado (50 % La humedad disminuye la eficiencia. extra). Posible regeneración (95 % desorción a 250 °C).

Alta eficiencia de eliminación (95 %). Adsorción sobre carbón Regeneración posible activado (desorción < desorción con gel de sílice a 250 °C). Separación criogénica

Desventajas

Alta eficiencia en eliminación (99,3 % a –70 °C). Eliminación de varias impurezas.

Alta presión necesaria (mayor capacidad de adsorción). La humedad disminuye la eficiencia de eliminación. Inversión y operación costosa (alta presión y baja temperatura).

No usar debido a la precipitación de CO32–

La completa eliminación de siloxanos es difícil de alcanzar, ya que estos son altamente volátiles y son despojados (stripped) del disolvente a elevados flujos de gas. Este problema no se presenta cuando los siloxanos son absorbidos químicamente, ya que se convierten en componentes de baja volatilidad. Tanto los siloxanos cíclicos como los lineales son estables a productos químicos y a la degradación. Los ácidos y las bases fuertes catalizan la escisión de enlaces Si–O. Sin embargo, las bases fuertes no pueden ser utilizadas debido a las grandes cantidades de carbonatos que se forman (precipitando) a consecuencia del alto contenido de CO2 en el biogás. Cuando se emplean soluciones ácidas, una eliminación mayor al 95 % se logra al utilizar una solución de ácido sulfúrico de 480 dm3/m3. Una eficiencia similar también puede alcanzarse con una solución de ácido nítrico de 650 dm3/m3, a una temperatura de 60 °C, mientras que en el caso del ácido fosfórico se encontró que este no es eficaz aun empleando 850 dm3/m3 a una temperatura de 60 ºC. Sin embargo, el uso de ácidos puede ser problemáti-

84  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

co debido a su potencial corrosivo. De esta manera, su aplicación práctica como agentes absorbentes debe considerarse debido al alto riesgo que representan para la salud y el medio ambiente. Algunos de los materiales adsorbentes que se han utilizado para eliminar los siloxanos son el Tenax TA malla 60/80 y la Amberlite XAD II 20 / malla 60, además del gel de sílice 13X malla 45/60 y carbón activado, con tamaño de partícula de 2,5 mm; mallas 60/80 (Carbopack B). Dado que el biogás contiene una amplia gama de compuestos a diferentes concentraciones, es importante seleccionar el material adsorbente para garantizar tener una alta selectividad para los compuestos de silicio y, de esta manera, evitar la adsorción competitiva. En el caso de utilizar gel de sílice o carbón activado, ambos pueden ser regenerados a una temperatura de 250 °C durante aproximadamente 20 min. Con el gel de sílice se obtiene una excelente regeneración, de cerca de un 95 %, mientras que en estudios similares en los que se ha utilizado carbón activado se han obtenido resultados menos eficaces. Por otro lado, la humedad desempeña un papel importante en la eliminación de siloxanos cuando se emplea gel de sílice: a mayor contenido de humedad menor eficiencia. Por lo tanto, un paso de deshumidificación debe realizarse previamente a la eliminación de los siloxanos. Los lechos rellenos con sílice pueden ser operados a presiones elevadas y, de esta manera, lograr simultáneamente un eficiente secado del biogás y una eliminación cuantitativa de siloxanos. Los experimentos con gel de sílice muestran que su capacidad de eliminación es mayor que con carbono activado. A gran escala, el gel de sílice podría ser mejor adsorbente y, económicamente, más interesante para eliminar siloxanos, pero aún se necesita más investigación para sustentar esta teoría. Por esta razón, la adsorción de siloxanos empleando carbón activado es la única técnica que se utiliza comercialmente en este momento. Otra de las opciones para la eliminación de siloxanos puede ser la separación criogénica de siloxanos. Hagman et al. (145) observaron una eficiencia de eliminación del 25,9 % cuando se enfría a –25 ºC, y de 99,3 % cuando se lleva hasta –70 ºC. La utilización de membranas es otra de las técnicas que se pueden utilizar en la separación de siloxanos. La eliminación biológica de siloxanos no es factible actualmente ni en biofiltros percoladores aerobios ni anaerobios. Se llevó a cabo una experiencia en la que se utilizó octametilciclotetrasiloxano (caso D4, ver la tabla 14) como la única fuente de carbono y energía; con ella se demostró que existe un crecimiento muy lento de la biomasa ante elevadísimos tiempos de residencia que duraron entre 3 y 9 meses. Se cree que la causa de ello es tanto la poca disponibilidad de D4 a los cultivos, debido a su alto coeficiente de partición y a la baja solubilidad en agua, como la baja biodegradabilidad (146).

3. TECNOLOGÍAS DE PURIFICACIÓN DEL BIOGÁS   85

3.4.2 Eliminación de hidrocarburos halogenados (HC y HCH) En el biogás de los vertederos están las mayores cantidades de hidrocarburos y compuestos halogenados. Estos provocan corrosión en los motores, pero se pueden eliminar del biogás con carbón activado. Las moléculas pequeñas como CH4, CO2, N2 y O2 pueden migrar a través de los poros, mientras que las moléculas más grandes son adsorbidas. Para la eliminación de los HC y HCH, generalmente, se utilizan dos recipientes (tubos) en paralelo: uno para el tratamiento y otro para la regeneración. La regeneración se realiza calentando el carbón activado a 200 °C, por lo que se evaporan los componentes adsorbidos, que son posteriormente retirados por un flujo de gas inerte (62). 3.4.3 Eliminación del oxígeno/aire La presencia de oxígeno y también, en parte, de nitrógeno indica que el aire ha penetrado en el digestor o colector de gas del vertedero. Esto ocurre frecuentemente en los vertederos en los que se recoge el gas a través de tubos permeables, que proporcionan un vacío ligero. Las concentraciones de oxígeno pequeñas (0 − 4%) son inofensivas. Dependiendo de la temperatura, el biogás con contenido de metano de un 60 % y aire entre un 4 y un 16 % es explosivo. El biogás con menor contenido de metano necesitará una mayor cuota de aire para que se produzca una explosión. El oxígeno y el nitrógeno pueden ser eliminados por membranas o por adsorción por oscilación de presión a temperaturas bajas, pero la eliminación es costosa. El evitar la introducción de aire en el biogás por medio de un control cuidadoso es mucho más barato que el tratamiento del gas (62). 3.4.4 Eliminación de NH3 Durante la digestión para la producción de biogás, una forma de evitar la acumulación de concentraciones inhibitorias de amoníaco es mantener la proporción carbono/nitrógeno entre valores de 15 y 30 mediante la mezcla de sustratos que alimentan el generador de biogás (62). Comúnmente, en los procesos industriales de gran escala de limpieza del NH3, este se extrae del gas por un proceso de lavado con ácido nítrico o ácido sulfúrico diluidos. El uso de estos ácidos exige instalaciones hechas de acero inoxidable, que pueden ser costosas para aplicaciones a pequeña escala de limpieza de biogás. El NH3 también se puede eliminar con unidades llenas con carbón activado, que es también eliminado en algunas de las unidades destinadas a la eliminación de CO2, al igual que en los procesos de adsorción y de absorción del agua (69).

4. GENERACIÓN Y USOS DEL BIOGÁS EN IBEROAMÉRICA   87

4. Generación y usos del biogás en Iberoamérica

En este capítulo se presenta la situación actual en relación con la producción y uso del biogás a distintos niveles de análisis: la Unión Europea en relación con las características de cada país miembro en materia de energías renovables y sus políticas estatales; el caso de España, donde la producción y uso se encuentran en una progresión al alza, y la región de Cataluña, como la comunidad pionera del país en la valorización del biogás como fuente energética alternativa. Asimismo, en relación con las características de estos territorios, se presentan distintos casos prácticos en los cinco escenarios más comunes de generación de biogás: estaciones depuradoras de aguas residuales, vertederos, plantas de tratamiento de residuos urbanos, entorno agropecuario y entorno industrial. También se han llevado a cabo estudios en países de ultramar, China y Latinoamérica. 4.1 Unión Europea El marco en el que se definen las perspectivas de desarrollo del biogás como fuente de energía renovable para todos los países de la Unión Europea se encuentra en la Directiva 2009/28/CE. En esta directiva se establecen los objetivos para el año 2020, conocidos como objetivos 20–20–20:

• Las energías renovables supondrán una cuota del 20 % del total de las energías de la Unión. • Las emisiones de gases de efecto invernadero se reducirán en un 20 %. • La eficiencia energética aumentará en un 20 %. En esta directiva se exige adicionalmente que para el año 2020 al menos el 10 % del gasto energético en transporte proceda de combustibles derivados de fuentes de energía renovables. En dicha norma, en relación con el biogás se indica lo siguiente (147): «Teniendo en cuenta el importante potencial de ahorro en materia de emisiones de gases de efecto invernadero, la utilización de materias agrarias, como el estiércol y los purines, así como otros residuos de origen animal u orgánico para producir biogás ofrece ventajas medioambientales notables tanto en lo que se refiere a la producción de calor y de electricidad como a su utilización como biocarburantes. Como consecuencia de su carácter des-

88  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

centralizado y de la estructura de las inversiones regionales, las instalaciones de biogás pueden aportar una contribución decisiva al desarrollo sostenible en las zonas rurales y ofrecer a los agricultores nuevas posibilidades de ingresos.»

En cuanto al biogás, la producción primaria de biogás producida en 2011 fue de 10,1 MMtep, correspondiente a una producción de electricidad de 35,9 TWh. Los principales productores europeos son, por este orden, Alemania, el Reino Unido, Dinamarca e Italia (2). En cada uno de estos países las estrategias implementadas se basan en modelos de negocios muy distintos (148). La tabla 16 muestra un análisis de la producción de biogás en diferentes países de la Unión Europea en orden descendente. En esta clasificación, España ocupa la séptima posición, por debajo de países como los Países Bajos y la República Checa. Comparativamente, con los datos de que se dispone de las estimaciones realizadas para el año 2013, la producción de España es equivalente a una veintiseisava parte de la producción estimada para Alemania. De hecho, la producción de Alemania corresponde al 54 % de la producción europea y cuenta con cerca de 7.500 plantas de biogás instaladas, aunque otros países como la República Checa, Italia, Austria y Dinamarca también han experimentado un crecimiento elevado en los últimos años (149–150). La producción de biogás en la Unión Europea se distribuye en los siguientes sectores: el 69,01 % en plantas de recuperación de energía (en la tabla 16 como biogás de otras fuentes), el 21,62 % en vertederos y el 9,37 % restante en plantas de tratamiento de aguas (las EDAR). Esta distribución varía en cada uno de los países miembros dependiendo de sus políticas nacionales. Así, por ejemplo, en el Reino Unido, el biogás producido en vertederos es el principal sector, mientras que las plantas de recuperación de energía dominan en Alemania, los Países Bajos, la República Checa, Austria, Bélgica, Dinamarca, Luxemburgo y otros países de los mercados del este de Europa (151). Tabla 16. Producción de energía primaria de biogás de la Unión Europea 2012–2013 en ktep. Adaptado de EurObserv’ER (150). 2012 País

BioBiogás de verte- gás de EDAR1 deros

2013*

Biogás de otras fuentes2

Total

BioBiogás Biogás de verte- gás de de otras EDAR1 fuentes2 deros

Total

123,7

372,1

5.920,4

6.416,2

108,8

392,8

1.533,9

269,7

0,0

1.803,6

1.538,2

286,2

0,0

1.824,4

Italia

370,6

42,0

766,1

1.178,8

410,8

48,5

1.356,1

1.815,4

República Checa

31,7

39,4

303,8

374,9

28,9

39,6

502,5

571,1

Alemania Reino Unido**

6.215,3

4. GENERACIÓN Y USOS DEL BIOGÁS EN IBEROAMÉRICA   89

2012 País

Francia**

BioBiogás de verte- gás de EDAR1 deros 279,9

2013*

Biogás de otras fuentes2

Total

79,6

53,3

412,0

BioBiogás Biogás de verte- gás de de otras EDAR1 fuentes2 deros

Total

280,0

80,0

105,0

465,0

29,9

53,1

214,5

297,5

24,6

57,8

220,3

302,8

España**

140,8

33,8

116,2

290,8

124,0

29,8

102,4

256,1

Polonia

53,7

79,3

60,8

193,8

61,8

91,2

98,2

251,2

Austria

3,8

18,2

184,3

206,4

3,7

18,4

174,6

196,8

Bélgica**

32,4

17,2

108,0

157,7

29,2

15,5

97,2

141,9

Suecia**

12,6

73,6

40,6

126,8

13,6

79,3

43,7

136,6

Dinamarca**

5,6

21,2

77,9

104,7

5,3

20,3

74,4

100,0

Grecia

69,4

15,8

3,4

88,6

67,5

16,1

4,8

88,4

Hungría

14,3

18,7

46,8

79,8

14,3

20,1

47,8

82,2

Eslovaquia

3,1

13,8

45,1

62,0

3,4

14,8

48,5

66,6

Portugal

54,0

1,7

0,7

56,4

61,8

2,7

0,8

65,3

Finlandia

31,6

13,9

12,4

57,9

31,7

14,6

13,2

59,5

Irlanda**

43,0

7,5

5,4

55,9

43,1

7,5

5,4

56,0

Letonia**

18,4

5,7

27,8

51,9

18,4

5,7

27,9

52,0

Eslovenia

6,9

3,1

28,2

38,1

7,1

2,8

24,8

34,7

Rumanía**

1,4

0,1

25,9

27,3

1,5

0,1

28,4

30,0

Lituania

6,1

3,1

2,3

11,6

7,1

3,6

4,8

15,5

Luxemburgo

0,1

1,3

12,0

13,4

0,1

1,3

11,4

12,8

Chipre

0,0

0,0

11,4

11,4

0,0

0,0

12,0

12,0

Estonia**

2,2

0,7

0,0

2,9

5,4

1,8

0,0

7,2

Bulgaria

0,0

0,0

0,1

0,1

0,0

0,0

0,1

0,1

Malta

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

2.870,3

1.187,8

Países Bajos

Unión Europea

8.079,0 12.137,1 2.892,3

1.253,6

9.232,7 13.378,7

1 2

De origen municipal urbano e industrial. Plantas descentralizadas de biogás agrícola, plantas municipales de metanización de desechos sólidos, plantas centralizadas de codigestión y multiproductos. * Estimación. Los decimales se escriben separados por una coma. ** Cuando la información no estaba disponible, se estimó la distribución entre los diferentes tipos de biogás por EurObserv’ER para 2013 basada en la de 2012.

Según el informe de 2014 de l’Observatoire des Énergies Renouvelables (150), la generación de electricidad y calor es la principal fuente de recuperación de biogás en Europa. La mayor parte de este calor se utiliza en la propia instalación de producción para calentar edificios y mantener los equipos de digestión en condiciones óptimas. En la tabla 17 se presenta de forma comparativa la producción bruta

90  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

de electricidad por países de la UE entre 2012 y 2013, comparando las centrales eléctricas ordinarias con las centrales que funcionan con cogeneración, y se observa un incremento en la producción de electricidad a partir de biogás de un 12,95 % en estos dos años. La alternativa de inyectar el biogás producido a la red de gas, en el caso de Europa, se encuentra en vías de desarrollo. En el caso de Dinamarca, el 80 % de la calefacción urbana se produce mediante sistemas de cogeneración, y el biogás se utiliza en las plantas descentralizadas en sustitución del gas natural para uso de la calefacción urbana (152). Se estima que la producción total de biogás para este uso en Europa es de 70.000 m3/h, equivalente a 154 GWh de producción eléctrica, y nuevamente son Alemania, Suecia, Suiza y los Países Bajos las principales potencias (151). Un caso particular es también el de Italia, donde la legislación estimula la producción de biogás de origen agropecuario, sector en el que el número de digestores se ha duplicado en los últimos años de 114 (54,3 MWe) a 225 (127,6 MWe) y tiene expectativas de seguir creciendo en los próximos años, hecho ratificado en el informe de la IEA de 2014 (148). Todos los expertos coinciden en que el potencial de biogás para Europa es importante y está, en gran medida, sin explotar para algunos sectores, como el agropecuario. Por este motivo, proyectos como el «Geronimo-II Biogas», financiados por el programa Intelligent Energy Europe de la Comisión Europea (153), se centran en determinar la viabilidad de la tecnología del biogás como una inversión adecuada para las explotaciones ganaderas, y en el apoyo a los agricultores para obtener planes de negocio aprovechando la producción de biogás, a la vez que potencian la transferencia de conocimientos y las mejores prácticas a escala política. Tabla 17. Producción bruta de electricidad a partir de biogás en la Unión Europea en 2012 y 2013 en GWh. Adaptado de EurObserv’ER (150). 2012

2013*

Centrales eléctricas solamente

Centrales CHP

Total

Centrales eléctricas solamente

Centrales CHP

Total

Alemania

5.916,0

21.322,0

27.238,0

6.338,0

22.662,0

29.000,0

Italia

2.160,0

2.458,0

4.618,0

3.435,0

4.013,0

7.448,0

Reino Unido

5.249,2

625,0

5.874,2

5.265,7

665,0

4.930,7

República Checa

55,0

1.412,0

1.467,0

55,0

2.239,0

2.294,0

Francia

754,9

530,0

1.284,9

893,6

627,4

1.521,0

Países Bajos

68,0

940,0

1.008,0

60,0

906,0

966,0

España

765,0

101,0

866,0

802,1

105,9

908,0

País

4. GENERACIÓN Y USOS DEL BIOGÁS EN IBEROAMÉRICA   91

2012

2013* Total

Centrales eléctricas solamente

Centrales CHP

Total

565,4

565,4

0,0

882,5

882,5

592,0

46,0

638,0

574,0

41,0

615,0

90,4

573,1

663,5

81,5

516,5

598.0

2,5

375,7

378,2

1,7

255,3

257,0

Portugal

199,0

10,0

209,0

238,0

10,0

248,0

Hungría

153,4

81,3

234,7

100,3

142,5

242,8

Letonia

0,0

223,0

223,0

0,0

223,0

223,0

Grecia

40,0

164,3

204,3

39,2

177,2

216,4

Eslovaquia

88,0

102,0

190,0

94,0

110,0

204,0

Irlanda

175,0

24,0

199,0

175,9

24,1

200,0

Eslovenia

4,9

148,2

153,0

4,2

136,8

141,0

Finlandia

57,0

82,0

139,0

57,4

82,6

140,0

Croacia

0,0

56,8

56,8

0,0

63,2

63,2

Finlandia

57,0

82,0

139,0

57,4

82,6

140,0

Luxemburgo

0,0

57,9

57,9

0,0

55,3

55,3

Lituania

0,0

42,0

42,0

0,0

59,0

59,0

Chipre

0,0

50,0

50,0

0,0

52,0

52,0

Rumanía

0,0

19,0

19,0

0,0

25,8

25,8

Estonia

0,0

15,8

15,8

0,0

21,0

21,0

Suecia

0,0

22,0

22,0

0,0

12,0

12,0

Malta

0,0

2,0

2,0

0,0

3,0

3,0

Bulgaria Unión Europea

0,0

0,3

0,3

0,0

0,5

0,5

16.370,4

30.048,8

46.419,1

18.215,6

34.111,6

53.327,2

Centrales eléctricas solamente

Centrales CHP

Polonia

0,0

Austria Bélgica Dinamarca

País

* Estimación. Los decimales se escriben separados por una coma.

4.2 España

Como se ha indicado anteriormente, España ocupa el séptimo lugar en la lista de los principales países europeos productores de biogás, según un informe elaborado en 2012 (151). Si se comparan estos datos con los obtenidos por EurObserv’ER en 2009 (15), España ocupaba en ese momento el decimoquinto lugar en la producción primaria de biogás. Esta tendencia al alza responde, en gran parte, a la puesta en marcha del Plan de Energías Renovables (PER) (154). Se trata de un plan de fomento que durante su trayectoria, desde 2011 hasta 2020, ha planteado unos objetivos de producción de biogás que podrían ser alcanzados únicamente con el aprovechamiento del biogás de los vertederos y de las instalaciones de tratamiento

92  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

de residuos municipales. En su última etapa, el PER se ha centrado en fomentar los procesos técnicos de metanización de purines para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. Por este motivo, el PER puede desempeñar un papel muy importante en el desarrollo del sector del biogás agroindustrial en España. El peso de la producción de biogás en España como fuente de energía alternativa a lo largo de la última década queda reflejado en la tabla 18 comparado con otras fuentes de energías renovables y no renovables. Aunque los datos disponibles anteriores a 2006 no discriminan entre las distintas fuentes renovables, sí que es posible observar un ligero aumento en el consumo de energía procedente de biogás en los últimos cinco años, lo que representa la principal fuente de energía renovable en España, por encima de las energías hidráulica, eólica y solar. Tabla 18. Serie histórica del consumo anual de energía primaria y distribución por tipo de fuente (155). Estructura del consumo de energía primaria

Total

Otras

Solar

Geotérmica

Biocarburantes

Biomasa y residuos (biogás)

Eólica

Hidráulica y minihidráulica

Nuclear

Gas natural

Petróleo

Carbón

Consumo de energía primaria (ktep)*

Año

Renovables

2001 124.164 16,2

53,7

13,2

13,4

2,0

3,4

5,4

2002 128.457 17,7

52,4

14,6

12,8

2,8

3,6

6,4

2003 132.352 15,9

52,3

16,1

12,2

1,5

3,9

5,4

2004 138.133 15,9

51,4

17,9

12,0

2,6

4,1

6,7

2005 141.806 15,9

50,5

20,5

10,6

1,9

4,3

6,3

2006 140.520 14,1

50,4

21,6

11,2

1,2

1,3

3,4

0,2

0,0

0,0

6,1

2007 142.963 15,3

49,6

22,1

10,0

1,5

1,4

3,3

0,1

0,0

0,1

6,4

2008 137.866 11,2

49,4

25,2

11,1

1,6

1,6

3,2

0,3

0,0

0,1

6,8

2009 125.703

9,4

50,7

24,7

10,9

1,4

2,0

3,6

0,4

0,0

0,2

2010 126.752

7,7

49,3

24,5

12,7

2,8

2,8

3,7

1,1

0,0

0,5

7,7 0,3

11,3

* 1 ktep = 1010 kcal

En la tabla 19 se presenta el potencial accesible y disponible de biogás agroindustrial de España, según el proyecto «Desarrollo de sistemas sostenibles de producción y uso de biogás agroindustrial en España» para la demostración de su viabilidad y promoción en el país (156). En este proyecto, en el que han participado más de treinta agentes públicos y privados, se determina la distribución geográfica

4. GENERACIÓN Y USOS DEL BIOGÁS EN IBEROAMÉRICA   93

de los materiales, que pueden ser valorizados mediante la producción de biogás cuantificado en distintas categorías de materias primas: ganaderas, animales, vegetales, industrias bioenergéticas y cultivos energéticos. Tabla 19. Potencial accesible y disponible de biogás agroindustrial en España. Adaptado de Alfonso et al. (156) Potencial accesible (ktep/año)

Potencial disponible (ktep/año)

% PD/ PA

Ganadería

1.361,6

1.130,1

83 %

Industrias alimentarias

2.938,8

302,8

10 %

Biogás industrial

Origen animal

136,9

82,1

60 %

Origen vegetal

2.794,6

214,5

8 %

Lodos EDAR

7,4

5,9

80 %

Plantas de biocombustibles

93,3

18,7

20 %

4.393,8

1.451,8

33 %

Total agroindustrial

Un informe elaborado por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, dependiente del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, ha cuantificado, a partir de indicadores estadísticos y coeficientes de generación, el potencial de biogás procedente de residuos agroindustriales, tal como se recoge en la tabla 20. En esa misma tabla se puede comparar el potencial del país para biogás de digestor de fracción orgánica de residuos domésticos y similares (FORSU), de lodos de estaciones depuradoras de aguas residuales (EDAR) y vertederos. En esta clasificación se entiende como potencial total el derivado de las materias primas que técnicamente pueden ser objeto de digestión anaerobia, mientras que el accesible es la parte que puede ser gestionada y el disponible descarta, además, si pueden existir usos alternativos. Como se puede observar, el gran potencial de la tecnología se centra en el biogás de origen agroindustrial (1.425,1 ktep), mucho mayor con diferencia respecto al potencial procedente de FORSU, EDAR y vertedero (alrededor de 120 – 150 ktep), incluso si se descuentan otros usos alternativos que se le pueden dar al residuo, como, por ejemplo, la alimentación animal.

94  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

Tabla 20. Potenciales del biogás en España. Adaptado del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (154). Fuente

Potencial total (ktep)

Potencial disponible (ktep)

Potencial disponible (ktep)

3.467,5

1.887,4

1.425,1

Biogás de FORSU

778,1

311,2

124,5

Biogás de EDAR

164,4

123,3

123,3

Biogás de vertedero

957,9

208,8

145,6

4.589,8

2.321,9

1.815,5

Biogás agroindustrial

Total

Es interesante destacar las expectativas de uso del biogás procedente de vertederos. El Real decreto 1481/2001 (transposición de la Directiva 1999/31), por el que se regula la eliminación de residuos mediante depósito en vertedero, estipula que, a más tardar, el 16 de julio de 2016, la cantidad total (en peso) de los residuos urbanos biodegradables destinados a vertedero no superará el 35 % de la cantidad total de residuos urbanos biodegradables generados en 1995. Traducido en cifras, esto quiere decir que la cantidad de residuo urbano biodegradable admisible en vertedero a partir de esa fecha será, como máximo, de 4.176.950 toneladas. Además, en el Real decreto 1481/2001 se refuerza la promoción, por parte de las autoridades ambientales, de la recogida separada de biorresiduos para destinarlos al compostaje o a la digestión anaerobia. Todo esto implicará que sea previsible que la potencialidad del biogás de vertedero vaya disminuyendo a medida que se avance en el periodo 2011 – 2020 (154). En España ha habido varias iniciativas encaminadas a la recuperación de biogás de los vertederos de residuos urbanos, como, por ejemplo, (i) Serín (Asturias), con depósitos de residuos de 408.234 ton/año y una potencia nominal de seis motores de 750 kW, un motor de 300 kW y dos motores de 250 kW; (ii) Artigas (Bilbao), con depósitos de residuos de 243.361 ton/año y una potencia nominal de dos motores de 450 kW; (iii) San Marcos (San Sebastián), con depósitos de residuos de 146.172 ton/año y una potencia nominal de dos motores a 650 kW, y (iv) Gungora (Pamplona), con los depósitos de residuos de 118.016 ton/año y una potencia nominal de un motor a 750 kW (157). En términos generales, en la tabla 21 se muestra el total de vertederos con captación de biogás existentes y la cantidad de biogás producida para las distintas comunidades autónomas de España (155). Destaca, con gran diferencia, la comunidad de Cataluña, con un total de 25 instalaciones respecto de las 73 del conjunto del país, lo que equivale al 35 % del total. En este sentido, también es interesante destacar que en esta comunidad, a diferencia del resto de comunidades, prácticamente la totalidad de los vertederos en funcionamiento disponen de sistemas de captación de biogás (25 de 26), escenario muy distinto al del resto de comunidades, donde predominan los vertederos en los que el biogás no es aprovechado.

4. GENERACIÓN Y USOS DEL BIOGÁS EN IBEROAMÉRICA   95

Tabla 21. Distribución por comunidades autónomas de las instalaciones de vertederos municipales y cantidades tratadas. Adaptado de MAGRAMA (155).

CC. AA.

Entrada TOTAL (ton) Número de Residuos Otros Rechazo Vertederos instala- mezclados residuos instalaciones con captación ciones de biogás

Biogás producido (m3)

Potencia generada (kwh/año)

84.396.259

86.618.295

38.000.000

37.100.000

Andalucía

25

725.749

543.128

2.572.568

8

Aragón

9

244.697

7.527

162.326

0

1

429.491

60.890

4

123.383

68.342

35.128

1

1.010.455 238.008

37.123

2

5.597.844

9.135.823

6.741.234

14.084.323

41.323

Principado de Asturias Islas Baleares

1

Canarias

8

Cantabria

1

21.886

19.283

67.898

1

7

287.684

27.525

419.128

3

10

1.743

42.467

715.012

1

475.160

Cataluña

26

1.209206

75.523

171.342

25

1.011.154

Extremadura

7

5.857

20.208

272.355

2

Galicia

2

311.480

0

37.979

1

La Rioja

2

0

0

72.426

2

4.889.096

597.565

6

88.393.202 180.740.757

Castilla– La Mancha Castilla y León

4.777.706 15.076.080 5.451.985

Comunidad de Madrid Región de Murcia Comunidad de Navarra

4

43.756

46.146

479.972

4

14.080.297

3

119.498

2.058

51.476

2

11.351.471

País Vasco

6

410.822

0

101.804

4

Comunidad Valenciana

19

10.456

20.639

1.274.555

10

10.865.080

Total

140

6.049.017 1.674.109 7.068.658

73

265.800.798 395.912.555

6

1.072.855 502.634

5.391.830 22.000.000 15.494.433

4.3 Cataluña En Cataluña, el Plan de la Energía y Cambio Climático de Cataluña (PECAC) (158) aborda la nueva orientación que el actual Gobierno de la Generalitat de Catalunya quiere dar a la política energética catalana, y en el cual se integran aquellos aspectos de la mitigación del cambio climático relacionados con la energía. La memoria del año 2012 menciona un importante objetivo de incremento de la valorización energética de residuos para el año 2020. Para los residuos de origen renovable se pretende incrementar a 276,9 ktep con respecto a lo generado en 2009 (120,5 ktep).

96  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

En cambio, para los residuos de origen no renovable, el incremento será menor y se llegará solo a 121,6 ktep (49,5 ktep año 2009). En cuanto a las instalaciones de producción de biogás, el consumo total de energía primaria en el año 2009 fue de 45,5 ktep, la mayor parte de los cuales correspondían a plantas de generación de energía eléctrica. Entre las instalaciones que usan residuos de origen renovable se encuentran, principalmente, plantas ubicadas en vertederos, plantas de metanización de la fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos (habitualmente integradas en ecoparques), plantas de aprovechamiento del biogás generado por lodos de estaciones depuradoras de aguas residuales y plantas de cogeneración con tratamiento de purines. Los datos históricos indican que en los últimos años se ha registrado un crecimiento importante del aprovechamiento energético del biogás y hay perspectivas de futuro de que estos datos sigan creciendo hasta alcanzar el objetivo de los 400 MW en 2020 con respecto a los 177 MW generados en 2011. El desarrollo de plantas de codigestión anaerobia con deyecciones ganaderas y otros cosustratos se encuentra todavía en una etapa incipiente, aunque existe un número importante de proyectos potenciales. Cataluña lidera la clasificación de plantas de estas características en funcionamiento del Estado español; hay que señalar que las instalaciones que funcionan son de tamaño medio, individuales y con potencias eléctricas inferiores a 500 kW (158). Según el Plan de Energías Renovables, PER 2011–2020 (154), en el ámbito del biogás, la tecnología que más se desarrollará será la de los digestores anaerobios, aplicada, principalmente, a residuos ganaderos y agroindustriales. Las tecnologías de valorización del biogás generado, como, por ejemplo, la inyección del biogás purificado en las redes de gas o el uso en vehículos, son opciones que presentan también un gran potencial de desarrollo para esta comunidad. No obstante, mientras que la Generalitat destaca las cualidades de este recurso como biocombustible y aconseja producirlo en las EDAR, no hay legislación catalana que obligue a las estaciones de tratamiento de aguas a producir biogás, ni siquiera a aquellas estaciones en las que la generación de lodos es muy elevada. Según los datos proporcionados por la Agencia Catalana del Agua (ACA) (159), en Cataluña hay 31 estaciones depuradoras con tratamiento biológico y digestores anaerobios. Este valor representa un 8,7 % del total de depuradoras con tratamiento biológico, según datos del Instituto de Estadística de Cataluña (Idescat 2011). En la tabla 22 se muestra el listado de las EDAR catalanas con digestores anaerobios y, por tanto, generadoras de biogás, aunque no todas aprovechan este recurso, como se verá más adelante. A partir de los datos proporcionados por la Agencia Catalana del Agua, se pueden extraer interesantes conclusiones sobre el estado del aprovechamiento del biogás y su potencial aún por explotar en las estaciones depuradoras de aguas residuales del territorio catalán (159).

4. GENERACIÓN Y USOS DEL BIOGÁS EN IBEROAMÉRICA   97

Tabla 22. Sistemas de cogeneración de energía usados en EDAR catalanas con digestores anaerobios (159).

Destino

Unidades de cogeneración

kW

Grupo activo

Instalados

Equipos de cogeneración

Volumen total m3

Banyoles

Cogeneración

Número de digestores

Abrera

Datos del digestor

Población

Nombre

Sistema de saneamiento

11.870

2

5.608

Caldera Antorcha

–

–

–

–

1

3.436

Microturbina Antorcha

2

130

Sí

CAPSTONE CR65 65kW

19.341

Blanes

39.785

1

4.050

Microturbina (en pruebas) Caldera Antorcha

2

130

No

CAPSTONE CR65 65kW

Gavà/ Viladecans

46.488

2

Motogenerador 57,7 % 6.000 Caldera 18,9 % Antorcha 23,3 %

1

450

Sí

GUASCOR FGLD 360/55 450 kW

937

1

–

–

–

–

Girona

97.198

2

Motogenerador 19,3 % 6.864 Caldera 79,5 % Antorcha 1,2 %

1

240

Sí

GUASCOR F180 GLA 240 kW

Granollers

59.954

2

Motogenerador 61,6 % 10.000 Caldera 9,0 % Antorcha 29,4 %

1

500

Sí

MWM TCG 2016 V12C 500 kW

Igualada

39.198

2

10.000

–

–

–

–

La Llagosta 13.612

2

Motogenerador 0 % 9.193 Caldera 37,2 % Antorcha 62,8 %

1

311

Sí

Motogenerador MWM TCG 2016 V12C 311 kW

Lleida

139.834

2

5.000

Caldera Antorcha

1

225

No

GUASCOR FGLD 180 225 kW

Lloret de Mar

40.837

1

4.050

Caldera Antorcha

–

–

–

–

Manresa

76.570

2

5.000 Motogenerador 100 %

1

250

Sí

GUASCOR FGLD 180 250 kW

Mataró

124.084

2

7.000

Caldera Antorcha

–

–

–

–

Montornès del Vallès

16.223

1

5.000

Caldera 5,9 % Antorcha 94,1%

1

250

No

MAN C40 HPC 250 B 250 kW

Navarcles/ Sant Fruitós 5.973 de Bages

1

2.070

Caldera Antorcha

–

–

–

–

Palamós

1

4.000

Caldera Antorcha

–

–

–

–

Ginestar

17.813

588

Caldera Antorcha

Antorcha

98  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

Tabla 22 (continuación). Sistemas de cogeneración de energía usados en EDAR catalanas con digestores anaerobios (159).

57.440 Motogenerador 100 %

4

10.780

Sí

JENBACHER 620 GS NL 2695 kW

2

3.320

Caldera 49,3 % Antorcha 50,7 %

1

240

No

GUASCOR FGLD 180 240 kW

1

1.600

–

–

–

–

–

107.211

Instalados

Grupo activo

8

Destino

63.162

Volumen total m3

kW

Equipos de cogeneración

Unidades de cogeneración

Reus

Cogeneración

Número de digestores

El Prat de Llobregat

Datos del digestor

Población

Nombre

Sistema de saneamiento

Riera de la Bisbal (El Vendrell)

10.679

1

3.600

Caldera Antorcha

–

–

–

–

La Roca del Vallès

10.393

1

3.480

Caldera Antorcha

–

–

–

–

Rubí

74.484

1

3.491

Microturbina 67,6 % Caldera 32,4 %

3

195

Sí

CAPSTONE CR65 65 kW

Sabadell R. 207.938 Ripoll

2

8.342

Motogenerador Caldera Antorcha

2

240

Sí

GUASCOR FGLPD240/55 320 kW

Sabadell R. Sec

207.938

2

6.892

Caldera Antorcha

–

–

–

–

Sant Feliu de Llobregat

43.671

2

Motogenerador 68,8 % 12.000 Caldera 6,8 % Antorcha 27,4 %

1

550

Sí

GUASCOR FGLPD480/4 550 kW

Sitges/ Sant Pere de Ribes

23.039

1

3.116

Caldera Antorcha

1

100

No

–

Tarragona

133.954

1

5.129

Caldera Antorcha

1

265

No

GUASCOR SFGLD 180 265 kW

Terrassa

215.678

2

17.600

Caldera Antorcha

–

–

–

–

Vallbona d’Anoia

1.432

1

2.660

Caldera Antorcha

–

–

–

–

Vic

41.191

2

8.260

Caldera Antorcha

2

500

No

MAN 250 kW

Vilafranca del Penedès

39.035

1

2.850

Caldera Antorcha

1

130

No

–

Vilanova i la Geltrú

66.591

1

3.509

Motogenerador 97,0 % Antorcha 3,0 %

1

230

Sí

DEUTZ TGC 2015 V8 230 kW

4. GENERACIÓN Y USOS DEL BIOGÁS EN IBEROAMÉRICA   99

En la figura 19 quedan representados los usos más frecuentes del biogás producido en las distintas EDAR catalanas. En ella se observa cómo se reparten los distintos usos del biogás producido diferenciando entre el biogás que se aprovecha como sistema calefactor mediante caldera, la generación de energía eléctrica mediante turbinas o motogeneradores y la fracción de plantas, que, por el contrario, no utiliza el biogás producido y directamente quema en antorcha la totalidad o el excedente no aprovechado por los anteriores sistemas.

Figura 19. Destino del biogás producido en las EDAR catalanas. Elaborado por A. Dorado con información procesada de AQU Catalunya (2015).

Tal como se detalla para cada una de las instalaciones en la tabla 22, algunas de ellas comparten ambos sistemas de valorización: generación de calor por caldera y electricidad por cogeneración. En la figura 19 se observa cómo el 87 % de las estaciones depuradoras disponen de una antorcha, aunque solo en un caso (la estación de Igualada) no se realiza ninguna valorización del biogás que producen sus dos digestores con una capacidad de 10.000 m3. El 80 % de las instalaciones solo utilizan el biogás producido como aporte al sistema de calefacción, principalmente para los digestores; el 26 % de las instalaciones combinan ambos sistemas (caldera y cogeneración); y el 10 % restante potencia principalmente la producción eléctrica mediante turbinas y generadores. Con esta información se puede concluir que, en general, las EDAR catalanas con digestión anaerobia valorizan el residuo, a pesar de no estar obligadas a hacerlo, lo que es un claro síntoma de que esta valorización les resulta rentable económicamente. A partir de los datos proporcionados por la Agencia Catalana del Agua (159), se ha valorado si la población asociada a cada instalación se correlaciona con el aprovechamiento que se está realizando del biogás producido. A priori, parece ló-

100  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

gico pensar que, cuanto mayor sea la población, más volumen de agua a tratar, más generación de lodos y más cantidad de biogás. En este sentido, es de esperar que municipios con muchos habitantes aprovechen el biogás producido por los digestores como fuente de energía; pero a menudo no es así, y poblaciones pequeñas alcanzan rendimientos de generación de energía elevados, como, por ejemplo, Vic. De la figura 20 se deduce que no existe esta relación, es decir, que los municipios con más habitantes no son necesariamente los que más kW producen. El municipio de Terrassa es el más poblado de la lista y, hasta el momento, no está aprovechando el biogás para generar energía. Por el contrario, la EDAR del Prat de Llobregat produce 10.780 kW a pesar de tener una población tres veces menor que la de Terrassa; aunque si consideramos el volumen de agua tratada en cada instalación, teniendo en cuenta que algunas plantas puedan dar servicio a más de un municipio, la relación que se observa es la que se presenta en la figura 21. En este caso, sí se observa una correlación lógica entre el volumen de agua tratado (reflejo de las dimensiones y capacidades de la instalación) y la energía producida. No obstante, esta representación también nos permite poner en evidencia que ciertas instalaciones (representadas con puntos de color azul) podrían llegar a tener un alto potencial de valorización del biogás pero que, en cambio, no lo están realizando.

Figura 20. Relación entre la potencia generada en las plantas y la población de cada municipio. Elaborado por A. Dorado con información procesada de la Agència per a la Qualitat del Sistema Universitari de Catalunya (AQU Catalunya) (160).

4. GENERACIÓN Y USOS DEL BIOGÁS EN IBEROAMÉRICA   101

El aporte de energía de cada una de las instalaciones del territorio catalán con respecto al total de instalaciones queda representado en la figura 22. En esta figura se evidencia que la principal contribución, con un 69 % de los kW producidos, se genera en la planta del Prat de Llobregat, con un valor total de 10.780 kW mediante 8 digestores de 57.440 m3 de capacidad y 4 unidades de cogeneración. A partir de los datos económicos que maneja la empresa pública de la Generalitat de Catalunya encargada de la política del Gobierno en materia de aguas, la reducción del gasto eléctrico de las plantas que tienen implantado el sistema de cogeneración se ha reducido entre un 35 y un 50 %.

Figura 21. Relación entre los kW producidos y el volumen tratado en las instalaciones. Elaborado por A. Dorado con información procesada de AQU Catalunya (160).

En el caso de los vertederos, aunque las empresas que los gestionan se ven obligadas a cumplir la normativa (Directiva 1999/31/CE, relativa al vertido de residuos) que dictamina como tratamiento mínimo para el biogás su combustión para minimizar la contribución en el conocido como efecto invernadero, el alto contenido en metano lo hace interesante en términos económicos para ser utilizado como recurso energético. Así, por ejemplo, un proyecto realizado por la Universitat Politècnica de Catalunya (2006) (17) determinó que la entrada de 7.743.382 toneladas en el vertedero de Coll Cardús (Barcelona) entre los años 1994 y 2004, y en proporciones cercanas a un 49 % de residuos sólidos urbanos, un 39 % de residuos industriales asimilables a urbanos, un 5 % de residuos inertes, un 5 % de

102  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

residuos con una concentración de materia orgánica elevada y un 2 % de residuos de maderas y embalajes, ha producido en conjunto un total de 4,01·109 m3 de biogás. De este biogás, se estima que el 93 % se produjo de los residuos sólidos urbanos y el 7 % restante de las maderas.

Figura 22. Distribución de la potencia generada en cada una de las instalaciones catalanas. Elaborado por A. Dorado con información procesada de AQU Catalunya (160).

La energía eléctrica producida a partir del biogás en los vertederos y que va a parar a la red de suministro eléctrico se vende teniendo en cuenta el régimen especial de producción eléctrica (RD 2818/98 sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración). Este real decreto introduce una serie de incentivos para las plantas que utilicen fuentes de energía renovables (como los RSU). Dentro de la industria del vertedero, supone que además del precio pagado según el pool eléctrico, a los generadores de electricidad se les pagará una prima para costes adicionales (17).

4. GENERACIÓN Y USOS DEL BIOGÁS EN IBEROAMÉRICA   103

4.4 Casos prácticos Las instalaciones de ciclo combinado de calor y potencia (CHP) que se utilizan para aprovechar el biogás normalmente necesitan concentraciones de H2S por debajo de 250 ppmv para evitar la corrosión y el deterioro excesivo del aceite de lubricación. Se pueden alcanzar eficiencias de hasta un 43 % respecto a la recuperación de energía en forma de electricidad. Existen alternativas a los CHP tradicionales: las microturbinas de gas y las celdas de combustible. Las microturbinas tienen eficiencias más bajas (25 – 31 %) pero los intervalos de mantenimiento son más largos. Una ventaja frente a los motores recíprocos es la disponibilidad del calor producido, que al menos está a 270 °C después del recuperador. Las celdas de combustible tienen una eficiencia eléctrica más alta pero se necesita una limpieza eficiente del gas, ya que el catalizador para convertir metano en hidrógeno y el catalizador dentro de la celda de combustible son muy sensibles a la presencia de impurezas (13). Las celdas de combustible se operan a temperaturas de entre 80 y 800 °C y los costes de inversión son mucho mayores que los de las instalaciones de CHP impulsado por un motor. El biogás también puede transformarse catalíticamente en hidrógeno, etanol o metanol (56). A continuación se presentan casos prácticos de instalaciones de producción de biogás en los cinco escenarios más comunes: estaciones depuradoras de aguas residuales, vertederos, plantas de tratamiento de residuos urbanos, entorno agropecuario y entorno industrial. 4.4.1 Estaciones depuradoras de aguas residuales Las EDAR urbanas que disponen de línea de tratamiento de lodos mediante digestión anaerobia siempre cuentan, como mínimo, con una caldera de combustión para el aprovechamiento térmico del biogás generado y una antorcha de seguridad para combustión del exceso. Debido a que generalmente el tratamiento de lodos se dispone en EDAR de tamaño medio a grande, centralizando el tratamiento de los lodos generados en pequeñas EDAR de zonas cercanas, la producción de biogás suele ser suficiente para su aprovechamiento energético en motores de combustión interna para la producción de electricidad y calor al mismo tiempo. Este es el caso de una EDAR en Cataluña que trata una media de 11,36 ton/día de materia seca de lodos (66 % lodos primarios y 34 % lodos secundarios), con un contenido de sólidos en suspensión volátiles (SSV) del 81 %. La depuradora cuenta con dos digestores anaerobios de 3.500 m3 cada uno, que operan con un tiempo de retención hidráulico de 18 – 20 días. La digestión de los lodos genera un efluente de biogás de unos 245 Nm3/h, fruto de un rendimiento de eliminación del contenido de SSV de los lodos digeridos del orden del 45 %. Este biogás contiene un porcentaje de metano del orden del 63 – 71 %, un 30 % de CO2, un 2,2 % de N2 y un 0,6 % de O2. El contenido en ácido sulfhídrico es de unas 2.750 – 3.000 ppmv.

104  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

El biogás producido se almacena en un gasómetro con una capacidad de 1.500 m3, trabajando a una presión de 25 – 30 mbars, que hoy en día son las condiciones habituales en este tipo de instalaciones. El tratamiento del biogás se compone exclusivamente de recipientes para la recolección de condensados, para evitar la llegada de estos a la unidad de combustión, y de un filtro de grava para la eliminación de posibles partículas o espumas arrastradas con el mismo biogás. Este nivel bajo de tratamiento del biogás se corresponde con la ausencia de un aprovechamiento eléctrico del mismo, ya que, si existiera, se requeriría de un nivel de purificación mayor. Esta es la situación en muchas de las EDAR urbanas de Cataluña, en las que la implementación del aprovechamiento eléctrico del biogás producido no es generalizada y en muchos casos simplemente disponen de calderas de combustión con las que se aprovecha la energía térmica del biogás y se utiliza para el mantenimiento del propio proceso de digestión anaerobia. Estos requerimientos térmicos, en plantas medianas – grandes, suelen ser insuficientes para absorber toda la producción de biogás, por lo que en estos casos se necesita quemar biogás de forma continua en las antorchas de seguridad, lo que representa un desaprovechamiento energético desafortunado en una sociedad con una demanda energética creciente y teniendo en cuenta los precios de la energía. De todos modos, en este ejemplo de EDAR en concreto, se ha minimizado el quemado del biogás en la antorcha buscando la forma de maximizar la demanda de energía térmica. Del biogás producido, solamente una media del 47 % se requiere para el mantenimiento térmico de los digestores, y el resto se divide entre una buena parte que se destina a la exportación de energía térmica para cubrir parte de la demanda calorífica del distrito urbano cercano a la EDAR, y una pequeña parte que se quema en la antorcha durante los meses de verano. Cabe destacar que no es lo habitual en EDAR urbanas de Cataluña, y que lo más habitual es la quema del exceso de biogás en la antorcha o el aprovechamiento eléctrico en caso de plantas relativamente nuevas, en las que se ha incluido ya en la fase de planificación de la instalación toda la línea de tratamiento de biogás y combustión en motores. 4.4.2 Vertederos La situación de los vertederos de Cataluña tampoco es generalizable. Vertederos de tamaño medio/pequeño (< 1,5 MMton capacidad) con caudales de producción de biogás del orden de 50 – 100 m3/h muchas veces no disponen de aprovechamiento energético del biogás, porque la demanda interna de la propia instalación es mínima (no hace falta calor y el consumo eléctrico es bajo) y la exportación de la energía eléctrica implica una inversión demasiado grande para ese tipo de instalaciones y para la rentabilidad que se le puede sacar con un caudal de biogás tan pequeño. En

4. GENERACIÓN Y USOS DEL BIOGÁS EN IBEROAMÉRICA   105

estos casos, normalmente, se dispone solamente de una antorcha para la desgasificación del vertedero y combustión del biogás. Aun así, en casos donde el control sobre la instalación es muy estricto (sea por rechazo vecinal o por almacenamiento de residuos especiales), se pueden encontrar instalaciones de purificación del biogás sin que este sea posteriormente aprovechado energéticamente. Este es el caso de un vertedero de residuos sólidos inertes de Cataluña, donde el estricto control ambiental al que es sometido hace necesaria la desulfuración de los 60 – 70 m3/h de biogás recuperado antes de su combustión en la antorcha, ya que el contenido de azufre del gas se sitúa por encima de las 2.500 ppmv, cuando la normativa local de emisiones atmosféricas prohíbe las emisiones provenientes de la combustión de gas con más de 50 ppmv de azufre. En cambio, en vertederos de gran volumen (> 10 MMton capacidad) la generación de biogás es muy superior y su aprovechamiento energético justifica la inversión necesaria para su utilización. Este es el caso de un vertedero de RSM de Cataluña, con una capacidad de unos 30 MMton de residuos y unas 45 Ha de superficie. En esta instalación, operativa desde el año 1972, se instalaron, entre los años 2002 y 2004, 12 motogeneradores de 1,2 MWh de capacidad cada uno. De media, se utilizan simultáneamente 6 – 7 motores, operativos las veinticuatro horas del día, por lo que se genera una media de unos 55.000 – 60.000 MWh eléctricos por año, que son exportados íntegramente a la red eléctrica. La instalación de biogás funciona con un caudal de biogás medio de unos 4.000 m3/h, a los que no se les hace ningún tipo de tratamiento específico para azufre o siloxanos porque su contenido reducido no lo requiere. 4.4.3 Plantas de tratamiento de residuos urbanos Las plantas de tratamiento de residuos sólidos urbanos, conocidas en España como ecoparques, suelen aplicar la tecnología de la digestión anaerobia para el tratamiento de la fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos (FORSU). La cantidad de biogás producido está totalmente relacionada con la calidad de los residuos digeridos y varía mucho dependiendo de la procedencia del residuo. En cualquier caso, el alimento de los digestores es la FORSU, una vez preseleccionada o pretratada para minimizar la entrada de productos impropios no digestibles en los reactores. Estas instalaciones suelen ser grandes, con caudales de biogás suficientemente importantes como para producir toda la energía necesaria para el funcionamiento de la propia planta y, además, exportar energía sobrante al mercado. El caso que describimos consiste en un ecoparque de RSU en el que el alimento al digestor es la FORSU preseleccionada en planta, ya que la materia prima de entrada de la planta es RSU sin separar. La instalación fue diseñada para que entraran, a partir del año 2012, 190.000 ton/año de RSU con un 45,5 % de FORSU. Esto implica un caudal de entrada de 86.500 ton/año de FORSU. Para ello, se dispone

106  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

de dos digestores anaerobios de 5.000 m3 cada uno, para trabajar con una carga orgánica de unos 3 kg sólidos volátiles/(m3 día) y un tiempo de residencia hidráulico de 15 días. La producción de biogás de los digestores se sitúa en los 700 m3/h, resultado de la degradación del 66 % de la carga orgánica alimentada. El biogás producido contiene un 60 – 65 % de CH4, un 35 – 37 % de CO2, un 2 % de O2 y unas 3.000 ppmv de H2S, valores que se encuentran dentro de los márgenes típicos para este tipo de instalaciones. El biogás generado, almacenado en un gasómetro de 3.500 m3 de capacidad a 22 mbares, se aprovecha térmica y eléctricamente mediante 4 motores de cogeneración de 800 kWe y 550 kW térmicos instalados. Previa combustión en los motores, el biogás es desulfurado biológicamente para reducir su contenido en ácido sulfhídrico hasta valores por debajo de las 200 ppmv. Aparte de los motores de cogeneración, la instalación dispone de una antorcha de seguridad y de un par de calderas de biogás de seguridad para poder mantener la temperatura de los reactores o poder evacuar el biogás producido en caso de fallo de los motores o de fallo de la desulfuración que no permita alimentar biogás a los motores. 4.4.4 Entorno agropecuario Las posibilidades de producir y recuperar biogás en el entorno agropecuario, concretamente en las explotaciones ganaderas a partir del tratamiento de purines, dependen totalmente del tamaño de la explotación. En Cataluña, la mayoría de explotaciones son de tamaño medio o pequeño, por lo que el aprovechamiento energético de los purines mediante su tratamiento por digestión anaeróbica pasa muchas veces por la gestión integrada de los residuos de múltiples explotaciones. Este es el ejemplo que describimos de una planta de tratamiento de purines mediante digestión anaerobia con una capacidad para 110.000 ton/año, que representan unos 300 m3/d de carga de entrada con una COD media de 38.500 mg/L y un contenido del 4,2 % en sólidos totales. La planta dispone de dos digestores anaerobios de 3.000 m3 cada uno y opera con un tiempo de retención hidráulico de 18 – 20 días. La producción de biogás de la planta es de 250 m3/h, con una capacidad de almacenamiento en gasómetro de 200 m3 a 15 mbares de presión. El biogás, con un contenido de CH4 del 68,5 % y de CO2 del 31 %, contiene también unas 3.000 ppm de H2S. Por este motivo, la instalación cuenta con una línea de tratamiento del biogás compuesta por una desulfuración biológica para la reducción del contenido en H2S por debajo de 250 ppmv y una deshumidificación previa utilización del biogás. En esta planta en concreto, la utilización del biogás supone solo un 4 % del total del combustible gaseoso quemado en los motores de cogeneración, ya que la planta utiliza gas natural (96 %) como principal combustible

4. GENERACIÓN Y USOS DEL BIOGÁS EN IBEROAMÉRICA   107

para la generación de energía eléctrica y térmica. Ello se debe a que la planta tiene unos requerimientos térmicos muy altos debido al propio proceso de tratamiento y valorización del digesto como fertilizante pildorado, lo que supone que el 89 % de la producción térmica se consume en la propia planta y el 11 % se exporta. La producción eléctrica de los cinco motores de cogeneración existentes principalmente se exporta (95 %), mientras que solo un 3 % de la producción se requiere para el autoconsumo de la planta. 4.4.5 Entorno industrial La generación y utilización del biogás en el entorno industrial es también muy variable, ya que depende del tipo de producto que alimenta al proceso de digestión anaerobia. Hay que diferenciar entre industrias gestoras de residuos e industrias que dentro de su propia instalación de producción principal han integrado una planta de digestión anaerobia para autogestionar sus propios residuos orgánicos. Para las primeras, normalmente la producción y el aprovechamiento energético del biogás es una prioridad que hace viable la instalación junto con las tasas por la gestión de los residuos en sí. Para las segundas, la producción y utilización del biogás no suele ser un parámetro crítico, sino más bien un parámetro de imagen, ya que su negocio es el proceso productivo principal y la cantidad de residuo generado con frecuencia es insuficiente para garantizar una producción energética significativa para toda la planta. En estos casos, se suele considerar solamente la inclusión de una pequeña caldera de biogás para utilizarlo térmicamente para el control de temperatura de la digestión anaerobia. El resto se gestiona mediante una antorcha de combustión en caso de tener excedente. Un ejemplo del primer caso es una empresa española de gestión de residuos vitivinícolas, que gestiona una media de 75.000 ton/año de residuos orgánicos pero con una capacidad máxima de 105.000 ton/año. La instalación cuenta con un volumen total de digestores anaerobios de 7.000 m3, que son alimentados a razón de 360 m3/h con una COD total de 90.000 mg/L y una COD soluble de 35.000 mg/L. Con ello, el tiempo de residencia hidráulico operativo en los digestores es de 20 días. La reducción de la COD soluble se sitúa en el 94 %, por lo que se genera un efluente de biogás de 250 m3/h con una composición media del 70 – 72 % de CH4, el 26 – 28 % de CO2 y unas 4.500 ppmv de H2S. El biogás producido se utiliza energéticamente para la producción de energía eléctrica, ya que la demanda térmica de la planta es muy alta y se cubre de forma paralela mediante la utilización de una caldera de biomasa. El biogás se quema en 4 motores de cogeneración de 160 kWe cada uno, por lo que se cubre el 85 % de los requerimientos eléctricos de la propia planta.

108  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

4.5 O  tros escenarios del uso del gas en países europeos y de ultramar La producción de biogás a partir de residuos provenientes del entorno agropecuario, de las aguas residuales urbanas, de los vertederos (rellenos sanitarios), de la industria y de los residuos sólidos urbanos (RSU) es una tecnología que está muy establecida en Europa desde hace más de cincuenta años. No obstante, hay que mencionar que también existen otras experiencias, algunas más recientes, con aprovechamiento energético de biogás producido en los entornos agropecuario, urbano e industrial para satisfacer necesidades específicas. Así pues, en las tablas 23 – 26 se muestran diferentes ejemplos de instalaciones de biogás relacionadas con distintos entornos, tanto de países de América y Asia como de Europa, donde existen casos específicos de aprovechamiento energético para uso térmico o eléctrico. Todo ello con el fin de mostrar la madurez y las tendencias actuales de la tecnología de aprovechamiento del biogás. Tabla 23. Instalaciones de producción de biogás del entorno agropecuario, parámetros de funcionamiento y capacidades de generación (18, 153, 161–163). Faascht Farm (Bélgica)

Surizénergie (Bélgica)

Osatina (Croacia)

2 x 750

1.500

3 x 3.850

Tiempo de residencia (d)

40

40 – 50

–

Temperatura (ºC)

38

35 – 38

Fermentador mesófilo 37 y termófilo 55.

Producción de biogás (m3/año)

2.020.000

–

4.000.000

Producción eléctrica (kWh/año)

3.700.000

792.000

8.370.000

Producción de calor (kWh/año)

–

1.060.000

50.000

Localización V. digestor (m3)

Origen de la biomasa

Estiércol líquido y sólido (vaca, cerdo) Desechos de la industria alimentaria. Hierba.

Uso del biogás

5 % de energía térmica (Et) usada en el proceso. 5 % Et usada para calentar la granja. 67,5 % Et para secar los lodos de digestión. 22,5 % Et perdida. 8 % de la electricidad producida se utiliza en la planta. La energía sobrante se vende a la compañía eléctrica.

Composición del biogás Coste económico (€)

Estiércol. Restos de maíz. Calentar 7 casas y 9 pisos. Electricidad producida usada en la planta. Resto vendido a la compañía eléctrica.

–

–

–

–

1.833,280

848.000

–

4. GENERACIÓN Y USOS DEL BIOGÁS EN IBEROAMÉRICA   109

Tabla 23. (continuación). Instalaciones de producción de biogás del entorno agropecuario, parámetros de funcionamiento y capacidades de generación (18, 153, 161–163).

Localización V. digestor (m3)

Animalia Biogas Mc Cabe farm CHP plant (Iowa, EUA) (Chipre)

India

El Altiplano (Bolivia)

Mus-Alpaslan (Turquía)

2 x 4.000

3.000 galones

6

2

35

Tiempo de residencia (d)

–

18

40

50

30

Temperatura (ºC)

–

35

30

–

90 – 93 ºF

Producción de biogás (m3/año)

–

382.757 (ft3 de CH4)

2.190

320 (ml/día)

0,29 m3/m3 digestor y día.

Producción eléctrica (kWh/año)

6.600.000

52.306

–

–

–

Producción de calor (kWh/año)

–

2.548 Termas

–

–

–

Origen de la biomasa

Estiércol porcino. Purines. 35 % electricidad. 50 % calor. 15 % pérdida.

Excrementos de ganado, aves y Estiércol de llama. humanos. Restos de cultivo.

Estiércol bovino y ovino.

Producir calor.

–

Calentar agua.

Uso del biogás

–

Composición del biogás

–

–

56 – 60 % CH4, 30 – 40 % CO2, 1 – 5 % H2

–

–

Coste económico (€)

–

228.000 (US$)

22.000 (rupias indias)

–

–

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

4. Generación y usos del biogás en Iberoamérica  

110-111

Tabla 24. Instalaciones de producción de biogás del entorno urbano, parámetros de funcionamiento y capacidades de generación (17, 155, 164–168).

Localización

Origen

Gaziantep (Turquía)

Granada (España)

Italia

EDAR

Coll Cardús (España)

Asturias (España)

Cantabria (España)

Farington Waste Recovery Park (Reino Unido)

Vertedero

Alemania

Navarra (España)

RSU

32.000

Superficie vertedero 46,56 ha.

Capacidad total 2.000.000 m3

Área total 90 ha.

–

–

–

–

–

Tiempo residencia (d)

30

–

–

–

–

–

–

–

–

Temperatura (ºC)

35

6–7 (febrero) 37–39 (julio)

–

–

–

–

–

–

–

Rendimiento del biogás

–

–

–

–

–

–

–

6,6 GJ/t materia seca

40.600.000

7.002.373

–

–

1.608.707

V. digestor (m3)

Producción de biogás (m3/año)

10.000 – 18.000 (m3/día)

250 – 550 (Nm3/h)

11.200.000

2,07·108 en 2006. La producción varía con los años. Producción de 3,09·109 m3 periodo 1994 – 2004

Producción eléctrica (kWh/año)

24.000

4.500.000

100.000.000

–

40.790.010

15.955.650

–

12,5 (PJ/año)

1.749 (Gwh/año)

Producción de calor (kWh/año)

(kW/día)

–

7.300.000

–

–

–

–

–

–

Origen de la biomasa

Fangos depuradora.

Residuos urbanos.

Residuos urbanos 40 % materia seca.

RSU no recuperables 33 t/año.

Electricidad y calor.

–

Producir electricidad.

–

–

Uso del biogás

Composición del biogás

Coste económico (€)

Producir electricidad.

Producir electricidad.

65 – 70 % CH4, 30 – 35 % CO2, 45 % CH4 1 – 5 % H2, 0,3 – 3 % N2

56.000.000 (US$)

–

Residuos especiales 14,5 %. RSU Residuos Residuos mez- Residuos mezLodos civiles 3,5 %. Residuos urbanos clados, rechazo clados, rechazo Lodos industriales 0,5 %. industriales. instalaciones. instalaciones. 105.000 t/año. Residuos voluminosos 3,1%. Lodos depuradora. Otros 78,4 %.

Producir calor y electricidad.

45 – 60 % CH4, 20 – 40 % CO2, 0 – 15 % N2.

–

Producir electricidad. Carburante de los vehículos de la flota interna.

52,8 % CH4, 39,2 %CO2, 3,6 % N2. Trazas de NH3,H2,CO

Producir electricidad.

Producir electricidad.

–

–

–

50 – 75 % CH4, 25 – 45 % CO2, 2 – 7 % H2O 2 % N2 Varía según la composición de los residuos.

–

–

–

–

112  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

Tabla 25. Instalaciones de producción de biogás del entorno industrial, parámetros de funcionamiento y capacidades de generación (165, 167–168). Girvan Distilliery (Reino Unido)

McCain Foods (Reino Unido)

Alemania

Volumen digestor (m3)

2

–

–

Tiempo de residencia (días)

50

–

–

Temperatura (ºC)

35

–

–

–

–

12,7 (GJ/ton materia seca)

320 (m3/día)

77.000 (m3/mes)

2.800 kW

–

Localización

Rendimiento del biogás Producción de biogás (m3/año) Producción eléctrica kWh/año)

9,3 (PJ/año)

Producción de calor (kWh/año)

–

–

–

Origen de la biomasa

Residuos malteados.

Residuos de la elaboración de patatas fritas.

Residuos de la industria alimentaria 16 % materia seca.

Uso del biogás

Producir electricidad.

–

–

Composición del biogás –

–

50 – 75 % CH4, 25 – 45 % CO2, 2 – 7 % H2O 2 % N2

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

4. Generación y usos del biogás en Iberoamérica  

113-115

Tabla 26. (continuación). Instalaciones de producción de biogás en España y Portugal desde EDAR, Industria y FORSU (AERIS Tecnologías Ambientales, 2013). Entorno EDAR Localización

Cataluña

Año de construcción de la instalación

Baleares

1997

Biogás a industria

Biogás a sector primario pero en industria

Ecoparque RSU

Vertedero de residuos inertes

Navarra

Lleida

Portugal

Cataluña

1997. 2004 ampliación

2009

Año de instalación del biogás 2005

2012

66 % barros primarios (79 % SSV). 34 % secundarios (86 % SSV).

46 % barros primarios. 54 % secundarios. 191.504 m3/año lodos generados, 1,1% ST y 71 % SV. 89.945 m3/año lodos generados, 2,1 % ST y 78 % SV.

Residuos vitivinícolas

Purines 110.000 ton/año

RSU–FORM

11,36 t MS/d, 81 % SSV

75.000 ton/año

300 m3/día

RSU–FORM

18 t MS/d, 71,6 % SSV

105.000 ton/año

38.500 COD 4,2 % ST

Carga de los digestores

1,31  kg Ms/m3d

g/l m3/h  kg/m3d DQOs 35 15 0,075 DQOt 90 15 0,1929

Volumen útil del digestor

2 x 3.500 m3

2x 2.200 m3

2.000 + 5.000 m3 = 7.000

2x 3.000 m3

2 – 4 kg SV/m3d

Capacidad del gasómetro

1.580 m3

1.058 m3

1.500 m3

200 Nm3

2 x 5.000 m3

18 días (22 según proyecto)

21 días. Verano 16 días; invierno 25 días, aprox.

20 días

18 – 20 días

15 días

Residuos digeridos

Cantidad media Capacidad máxima

TRH digestores

Agitación

Recirculación lodos, Mecánica palas + recir2 +1 bombas 5,9 kW, culación licor mezcla 380 m3/h

Recirculación remontada + agitador suspendido

Tª control

Calor del propio biogás o externo. Intercambiadores de calor externos.

36–37 º C; intercambiadores en espiral, 71 m3/h (de los 380) con 2 +1 bombas, 3,1 kW

36 – 38 º C; recirculación lodos, intercambiadores con biogás

Salida de digestores

Fango 22 % MS aplicación agrícola.

46934 m3/año, 2 % ST en posespesante, 17 % MS de centrífugas, 3.894 mT/año a compostaje o secado solar

Lodos en postratamiento y aplicación agrícola. Agua a postratamiento y en alcantarillado.

Producción de biogás

245,21 Nm3/h

Diseño: 142 m3/h; mínimo: 107 m3/h; máximo 213 m3/h

RE SSV

Composición del biogás

Tratamiento del biogás

Presión de trabajo

Uso del biogás

Potencia térmica

Potencia eléctrica

Condensados y filtro partículas. No desulfuración

66 % CH4, 33 % CO2, 0,5–0,93 % H2S Deshumidificación con filtro de grava. No desulfuración

25 – 30 mbars

25 mbars

47 % para digestores con calderas de planta, parte exportado por energía térmica, resto quemado en antorcha. No aprovechamiento eléctrico.

Calderas calentamiento digestores, agua duchas vestuarios. No aprovechamiento eléctrico, según diseño no rentable por poco biogás

70 – 72 % CH4, 26 – 28 % CO2, 4.500 ppm H2S Desulfuración biológica 2 en paralelo, deshidrataciones con equipo de frío

Mecánica para palas a baja velocidad.

36 – 38 ºC

250 m3/h: máxima: 350 m3/h

39,5 ºC calderas biogás o motores cogeneración, calor residual.

500 m3/h diseño para 700

Extracción de gas.

66 % degradación orgánica 68,5 % CH4, 31 % CO2, 3.000 ppm H2S

60 – 65 % CH4, 300 ppm H2S, 2 % O2

Desulfuración biológica Desulfuración biológica aerobia, pero no usada. aerobia

Térmico y eléctrico; mezcla con GN (96 %) Eléctrico. y BG (4 %). Antorcha para exceso. Excedente quemado en antorcha (0 %).

4 x 160 kW 85 % requerimientos de la fábrica.

Lanzas biogás recirculado

A centrífugas parte sólida: secado Centrífugas. térmico y granulación Sólidos a compostaje. para uso agrícola; Líquidos a EDAR. líquido: ácido para fijar NH3 y evaporación H2O.

15 mbar a digestor y gasómetro, 170 mbar para mezcla con gas natural.

10,7 Mw, con biomasa, no biogás.

1.300.000 m3 de capacidad total en 30 Ha. 190.000 ton/año RSU diseño 86.500 ton/año de FORM diseño

2 g / l DQOs salida lodos 94,3 %

45 % 63 – 71 % CH4, 30 % CO2, 2,2 % N2, 0,6 % O2

250 m3/h

Residuos gestionados no peligrosos.

22 mbar digestores 22 mbar gasómetro 22 mbar calderas

Térmico y eléctrico motores cogeneración. Antorcha y caldera biogás de seguridad.

550 kW térmicos 9.300 kW/h producida. instalados. 8.250 kWh requerida. Demanda media: 200 – 250 kW; resto tirado. 5 x 3.000 kWh. Consumo 3 % producción por requerimiento interno planta. 95 % exportado ( 2 % pérdidas línea).

Desulfuración biológica 2.500ppm - 5000 ppm.

4 x 800 kW

No aprovechamiento eléctrico, solo antorcha.

116  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

4.6 Escenario del uso del biogás en China Gracias a políticas estatales de desarrollo de largo plazo, China ha promovido, desde hace veinte años, la producción de biogás en granjas rurales para dar solución a dos problemas recurrentes. Por un lado, la polución generada por las aguas servidas vertidas en los acuíferos, y por otro lado, lo aislado de las comunidades rurales que requerían de fuentes energéticas accesibles. La solución para ambos casos, desde el año 2006, fue la construcción a gran escala de pequeños y grandes digestores para obtener biogás para la generación de calor y cogeneración de electricidad, tanto para uso doméstico como industrial. El resultado es que, en la actualidad, China ya cumple con tener 40 MM de proyectos de biogás a escala doméstica y 4.000 plantas de gran escala distribuidas en el país con producción de 19 billones de metros cúbicos. 4.7 Escenario del uso del biogás en Latinoamérica En los años setenta, a partir de la escasez de combustibles fósiles, la producción de biogás en Latinoamérica siguió la tendencia internacional y tuvo también un incremento importante en cuanto a número y capacidad instalada en plantas de digestión anaerobia. Una de las principales ventajas respecto a países, por ejemplo, de Europa es que en casi todos los países latinoamericanos el clima se caracteriza por tener temperaturas que promueven una mayor eficiencia en la operación de reactores anaerobios. Por el contrario, la producción de biogás se encuentra restringida debido a la carencia de regulación ambiental y a la limitada extensión de redes de distribución de recursos energéticos, entre ellos el gas. En el año 1994, de los 396 reactores anaerobios instalados en América Latina, Brasil contaba con el mayor número de ellos, con 115 plantas, seguido de México y Colombia, con 22 y 10 instalaciones respectivamente. Del volumen total de digestores, el 43 % se destinaba al tratamiento de efluentes industriales, la mayoría de ellos residuos agroindustriales, y el resto se dedicaba al tratamiento de aguas residuales y efluentes domésticos. Más del 80 % del total de digestores correspondían a sistemas de flujo ascendente (upflow anaerobic sludge blanket, UASB). En cuanto al origen de los efluentes tratados con digestores anaerobios, cerca del 70 % del volumen total instalado en 1994 estaba destinado al tratamiento de efluentes de cerveceras, destilerías, mataderos y fábricas de levadura (169). 4.7.1 Brasil Brasil es pionero en la generación de biocombustibles por su capacidad de producción de etanol para vehículos a partir de materias primas agrícolas. Sin embargo, los residuos agroindustriales después de la generación de etanol asociado al volumen de

4. GENERACIÓN Y USOS DEL BIOGÁS EN IBEROAMÉRICA   117

estiércol derivado de la crianza de ganado a gran escala proveen un amplio potencial para la generación de biogás en digestores anaerobios. Recientemente, la DENA realizó un estudio sobre la capacidad de producción de biogás a partir de residuos de granjas de ganado porcino en la localidad de Rio Grande do Sul, al sureste de Brasil (34). El potencial calculado asciende a poco más de 110 MM de metros cúbicos de biogás al año, que en caso de utilizarse para la producción de electricidad proveerían 250 GWh. Si el biogás se refina para producir biometano, este podría reemplazar el 10 % del gas natural que actualmente se consume en la región. Adicionalmente, Brasil aprovecha recursos para la recuperación de biogás de vertederos, como la que tuvo lugar en 2012, cuando el banco Import-Export Bank of the United States hizo un préstamo de 46 MM de dólares americanos a un plazo de doce años para recuperar el biogás que se emite en el vertedero Jardim Gramacho, cerca de Río de Janeiro. El proyecto correrá a cargo de la empresa Gas Verde, SA y se planea recuperar 20.000 m3/h de biogás para producir 9.000 m3/h de biometano, que reemplazará el 10 % del gas natural que se usa en una refinería de petróleo cercana. Se beneficiarán, además, empresas estadounidenses a través de la venta de equipos y capacitación del personal (170). 4.7.2 Chile En el año 2009, las empresas Metrogas y Aguas Andinas iniciaron operaciones de una planta generadora de biogás instalada en el complejo de tratamiento de aguas La Farfana, en las afueras de la ciudad de Santiago. Se esperaba producir 24 x 106 m3 por año de biogás, que sustituirían el uso de 14 x 106 m3 de gas natural, y se resaltaba la importancia de la planta, ya que es la más grande de Sudamérica y la primera en el mundo en llevar biogás de aguas residuales directamente a los hogares. Otros ejemplos de producción de biogás, tanto con aprovechamiento energético como con venta de bonos de carbono, corresponden a las agroindustrias, que por legislación ambiental están obligadas a tratar sus desechos (171). Así, la empresa Agrosuper trata los purines de criaderos de cerdos en lagunas cubiertas con control de temperatura mesofílico (35 ºC) y psicrofílico (temperatura ambiente). En las lagunas cubiertas se genera biogás, pero no tienen la misma eficiencia que un biodigestor. Con estas instalaciones se obtiene beneficio de la venta de los bonos de carbono, más la generación de energía eléctrica a pequeña escala. Un ejemplo exitoso y gestionado bajo este modelo de negocio se da en la planta CCU de Temuco. En esta planta productora de cerveza se genera biogás a partir de los residuos orgánicos del proceso. Este biogás generado (aproximadamente 1.900 m3/día) se utiliza como combustible en calderas que entregan el calor requerido en el proceso.

118  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

El caso más emblemático en Chile es el de una empresa que produce biogás y que lo utiliza para generar energía eléctrica. Corresponde al relleno sanitario Loma Los Colorados, en la región metropolitana, perteneciente a la empresa KDM, filial del grupo Urbaser Danner de España (172). Actualmente, la capacidad de succión y bombeo de biogás es de hasta 9.000 m3/h, utilizado para generar electricidad, con producción equivalente a 18,8 MW de electricidad. Para el año 2025 se espera alcanzar una capacidad de succión y bombeo de hasta 20.000 m3/h de biogás para generar 33 MW de electricidad. Además, en su horizonte, la empresa prevé reproducir el proyecto de captación de biogás y generación eléctrica implementado en el relleno sanitario Loma Los Colorados en otros rellenos que el Grupo Urbaser Danner posee en las regiones del Maule y del Bío-Bío. 4.7.3 México México tiene potencial para generar entre 7.500 y 11.200 ton de metano a partir de residuos sólidos, el 20 % de los cuales corresponde a basura depositada en rellenos sanitarios (vertederos) y el 80 % restante a estiércol porcino y bovino. Dicha cantidad de metano serviría para producir un potencial eléctrico de entre 4.400 y 6.500 MW (173) y podría aumentar bastante al considerar el potencial de generación de biogás en plantas de tratamiento de aguas residuales municipales e industriales. No obstante, en 2012 la capacidad instalada para la producción eléctrica a partir de biogás fue de alrededor de 45 MW, a partir de la cual se producían 137 GWh/año, aprovechando el biogás producido por la digestión de lodos residuales, residuos agroindustriales y residuos sólidos urbanos (174). Actualmente, uno de los sectores más explorados para el aprovechamiento de biogás en México es la captación de gases emitidos en rellenos sanitarios. Sin embargo, son pocos los estudios de factibilidad que se han realizado (175) y aún menos las plantas que se encuentran en funcionamiento debido a diversos obstáculos, entre los cuales se encuentran:

• los limitados tiempos políticos y de gestión de los gobiernos municipales; • la falta de leyes de protección al medioambiente en materia de emisiones de rellenos sanitarios; • el desconocimiento de las oportunidades y de los beneficios de la generación eléctrica con el biogás de los rellenos sanitarios; • la poca claridad en los esquemas de asociación entre los municipios y los inversionistas privados para formar sociedades de autogeneración, y la falta de incentivos para propiciar su asociación; • la poca financiación para efectuar los estudios anteriores a la inversión; • la información limitada sobre la cantidad y las características de los rellenos sanitarios y sitios de disposición final en México;

4. GENERACIÓN Y USOS DEL BIOGÁS EN IBEROAMÉRICA   119

• la resistencia de empresas concesionarias que gestionan los rellenos sanitarios; • la gran complejidad asociada a los trámites para la formalización de los proyectos; • la incertidumbre de los inversionistas para recuperar su capital; • la falta de un programa oficial que facilite la implantación de los proyectos. 4.7.3.1 Plantas productoras de biogás en México

En el año 2000, del total de 85 estaciones depuradoras anaerobias de aguas residuales, sólo 13 de ellas (cerveceras y procesadoras de alimentos) trataban agua residual industrial y aprovechaban el biogás producido durante el tratamiento. De ellas, 11 lo utilizaban en calderas, una para secadores y dos para procesos de cocimiento de alimentos. Del resto de EDAR, más del 50 % venteaban el biogás al ambiente sin quemarlo, debido, entre otros motivos, al coste de la inversión para instalar sistemas de almacenamiento de gas o quemadores (176). En el año 2012 se contabilizaron en México 966 digestores que se construyeron con algún tipo de incentivo nacional o internacional, de los cuales 400 fueron apoyados por el Fideicomiso de Riesgo Compartido (Firco), que condujo a la reducción de emisiones en 680.000 ton de CO2 (177). 4.7.3.2 Monterrey, Nuevo León

En la ciudad de Monterrey, al nordeste de México, la empresa Bioenergía de Nuevo León, SA se encarga de la captura y tratamiento del biogás emitido en un vertedero que recibe cerca de 4.500 ton diarias de residuos sólidos. El biogás alimenta generadores de electricidad conectados a la red federal de suministro eléctrico y se distribuye a diferentes actividades y servicios, entre los que se encuentran la misma planta de biogás, luminarias y el sistema de transporte colectivo de la ciudad de Monterrey. El aprovechamiento del biogás se inició en el año 2003 y con la capacidad instalada hasta 2010 se esperaba una producción de energía de 141.000 MWh por año (178). 4.7.3.3 Ciudad Juárez, Chihuahua

Biogás de Juárez, SA de CV es un proyecto dedicado al aprovechamiento del biogás que se emite en un relleno sanitario ubicado en Ciudad Juárez (Chihuahua), y que se utiliza para generar electricidad y abastecer electricidad al sistema de alumbrado público de dicha ciudad. La iniciativa fue financiada con capital mexicano, mientras que la empresa canadiense Smart Soil Energy es dueña de las patentes del equipo y conocimiento técnico que se utiliza. El proyecto se registró ante la Organización de las Naciones Unidas para ser catalogado como empresa verde y, en consecuencia, recibir ingresos por la venta de bonos de carbono especificados en el Protocolo de Kioto.

120  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

4.7.3.4 Incentivos para la generación de biogás en México

En lo relativo a la legislación mexicana para promover tecnologías limpias en relación con la Estrategia Nacional para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía, en 2010 se creó un fondo de tres mil millones de pesos mexicanos (cerca de 231 millones de dólares) anuales, durante tres años, para impulsar el sector energético nacional a través de proyectos, programas y acciones encaminadas a conseguir una mayor utilización y aprovechamiento de las fuentes de energía renovable y las tecnologías limpias (173). El Gobierno federal de México, a través del Fideicomiso de Riesgo Compartido (179), ofrece apoyo a empresas o personas para la construcción de digestores anaerobios destinados al tratamiento de estiércol bovino o porcino y al aprovechamiento del biogás obtenido. La iniciativa requiere una participación del 50 % del coste total por parte de la persona o empresa interesada en la instalación. De esta forma, el Gobierno puede aportar cantidades que van de los 20.000 a los 75.000 dólares americanos para la adquisición de un generador de electricidad o para la construcción de digestores. 4.7.4 Programas de pequeña escala Existe un programa de promoción de estaciones generadoras de biogás a pequeña escala en Latinoamérica y el Caribe a cargo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Dicha organización argumenta que la instalación de digestores anaerobios en pequeñas granjas aisladas reduciría considerablemente la tala de árboles que se realiza comúnmente para obtener leña para cocinar o calentar agua. En un informe del año 2012, se describen casos de instalación de pequeños generadores de biogás en granjas, lo que supone un ahorro para las granjas en abonos y combustibles en países como Ecuador, México, Nicaragua y Perú, entre otros. Se menciona que, debido al creciente interés en arrancar nuevos generadores de biogás, se creó la Red para Digestores en Latinoamérica y el Caribe (Red BioLAC), con la finalidad de crear un diálogo para intercambiar conocimiento respecto a la promoción, el manejo y las innovaciones de los digestores anaerobios. En el informe del BID se señala que la poca difusión de sistemas de generación de biogás en Latinoamérica y el Caribe se debe principalmente a la falta de iniciativas y apoyo institucional para fomentar su uso, al alto coste de los equipos para las comunidades y a la falta de entrenamiento y asesoría para la operación. Por otra parte, se mencionan obstáculos de tipo cultural y técnico para la difusión de los digestores, como la costumbre de cocinar ciertos alimentos con leña y la dificultad de transportar los materiales, generalmente frágiles, a zonas aisladas (57).

5. ALMACENAJE DEL BIOGÁS   121

5. Almacenaje del biogás

5.1 Propósito del almacenamiento El biogás no siempre se produce en el momento o en la cantidad necesarios para satisfacer los propósitos del porqué se usa. Cuando esto ocurre, los sistemas de almacenamiento se emplean para suavizar las variaciones en la producción de gas, la calidad y el consumo del mismo. El componente de almacenamiento también actúa como amortiguador, lo que permite que los equipos que ocupan ese energético operen con una presión constante (52). 5.2 Tipos de almacenamiento Existen varios métodos de almacenamiento del biogás, que se ilustran en la figura 23 y se describen a continuación (52). 5.2.1 Uso directo En algunos casos, la coincidencia entre el sitio de producción de gas y el uso de este es lo suficientemente próxima como para permitir el uso directo. Cualquier gas que no se utiliza una vez producido es ventilado a la atmósfera. Algunos sistemas de uso directo cuentan con un dispositivo de regulación de presión en la línea de gas para asegurar que este llegue con suficiente presión al quemador o convertidor de gas. Otros dispositivos de uso directo ajustan la regulación del motor o quemador de acuerdo a la presión o la disponibilidad del biogás. El uso directo del biogás es más bajo en costes de capital y menos complejo que los sistemas que emplean almacenamiento. Sin embargo, no es común encontrar un sistema lo suficientemente óptimo entre la producción y el uso del biogás que evite la quema de residuos de biogás.

122  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

Figura 23. Opciones de almacenaje de biogás o uso directo según tipo de uso energético. Adaptado de Walsh et al. (52).

5.2.2 Almacenaje de baja presión Las opciones de almacenamiento a baja presión por debajo de 10 pulgadas de columna de agua15 (0,36 libras por pulgada cuadrada, psi) se ha demostrado que son un éxito. En general, los recipientes de almacenamiento a baja presión pueden costar más, pero estos son los sistemas que tienen el menor coste de operación de cualquier opción de almacenamiento. El biogás puede almacenarse entre el nivel de líquido del digestor y la tapa superior del mismo. El techo puede flotar (es decir, este sube cuando más gas se almacena) o puede estar construido con un material flexible. Si hay restricción de la parte superior aumenta la presión del gas que se puede almacenar. La mayoría de los sistemas que emplean este tipo de recipientes de almacenamiento de biogás

15 Unidades de presión: 1 pulgada de agua = 248,8 Pa (N/m2) = 0,036 psi = 0,0025 kg/cm2. Por lo tanto, 10 pulgadas de agua = 2.488 Pa (N/m2) = 0,36 psi = 0,025 kg/cm2. En:

5. ALMACENAJE DEL BIOGÁS   123

mantienen las presiones en menos de 10 pulgadas de columna de agua.16 La principal ventaja de un digestor con un componente integral de almacenamiento tiene que ver con la reducción de coste en capital del sistema. Sin embargo, este diseño cuenta con varias áreas que requieren una especial atención. Así, por ejemplo, el techo del digestor debe estar aislado; las cubiertas sin aislamiento están expuestas a grandes fluctuaciones de temperatura que ocasionan problemas de funcionamiento en el digestor. Las cubiertas flotantes y flexibles presentan un segundo problema: deben estar protegidas contra cargas de viento, como un edificio o una vivienda. El biogás se puede almacenar en bolsas. Las bolsas se fabrican a partir de materiales impermeables como el caucho, el plástico o el plástico reforzado con fibras. Esas bolsas son resistentes pero pueden sufrir daños por punción. Además, están sujetas a ganancias y pérdidas de calor si no están aisladas. Las bolsas también se han utilizado entre el nivel de líquido y la tapa de un digestor, pero la mayoría se utilizan como revestimientos en tanques de acero o de hormigón. Algunos sistemas más grandes utilizan una bolsa o cubierta flexible para mantener temporalmente el biogás a baja presión, después extraen el gas y lo comprimen y, posteriormente, se almacena a una presión mayor. Algunos sistemas utilizan sellos de agua en los estanques de almacenamiento de gas a baja presión, que operan entre 6 y 10 pulgadas de columna de agua (0,22 y 0,36 libras por pulgada cuadrada, psi). Hay que vigilar que no se congele el agua en estos dispositivos. 5.2.3 Almacenaje de media presión Si un sistema requiere una presión de gas superior a varias psi pero inferior a 200 psi, el H2S del biogás debe ser previamente depurado y, posteriormente, comprimido para almacenarlo en tanques o depósitos que se clasifican normalmente para 250 psig,17 tales como los usados para gas propano. La compresión de biogás para este rango de presión cuesta alrededor de 5 kWh por cada 1.000 ft3 (28,3 m3) o, aproximadamente, el 3 % del contenido de energía del biogás almacenado. Los depósitos para esas presiones más elevadas deben cumplir con requisitos de seguridad, más que los tanques, compresores y ventiladores, y toda la red de metal debe estar protegida contra la corrosión por efecto del biogás crudo. El H2S debe ser retirado del gas para garantizar la operación segura de estos componentes. El biogás crudo no depurado puede conducir a la falla prematura de los compresores 16 Diez pulgadas de columna de agua equivalen a: 0,36 psi; 0,02 bar; 2490,82 kPa. 17 La libra-fuerza por pulgada cuadrada, más conocida como psi (pounds per square inch) o psig (psi gauge: ‘psi de manómetro’) es una unidad de presión en el sistema anglosajón de unidades. Unidades de presión: 1 pulgada de agua = 248,8 Pa (N/m2) = 0,036 psi = 0,0025 kg/cm2. Por lo tanto, 200 psig = 1.278.952 Pa (N/m2) = 14 kg/cm2.

124  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

y otros componentes metálicos. Una vez que comienza la corrosión, se ve comprometida la seguridad de todo el sistema de biogás. Los tanques de almacenamiento de biogás para media presión son menos caros que sus homólogos de baja presión, pero los requisitos para la compresión y la limpieza de gas lo hacen más caro. A cambio del mayor coste, el mismo volumen de gas se puede almacenar en un recipiente más pequeño y el biogás almacenado posee una densidad de energía más alta que en un sistema de baja presión. 5.2.4 Almacenaje de alta presión El almacenamiento de gas a alta presión se utiliza en casos en los que se requieren densidades de energía muy altas o en los que el tamaño de la instalación de un sistema de almacenamiento es limitado. Los sistemas de almacenamiento de alta presión tienen la intención de mantener la presión entre 2.000 y 5.000 psi.18 La compresión a 2.000 psi necesita cerca de 14 kWh por cada 1.000 ft3 (28,3 m3) de biogás, o aproximadamente el 8 % de la energía disponible. El gas se almacena en cilindros de acero similares a los utilizados para almacenar gases comerciales comprimidos, como el nitrógeno. Las grandes instalaciones de almacenamiento de alta presión han hecho uso en el tiempo de redes y tanques cilíndricos de acero. Dado que la corrosión es más problemática a medida que aumenta la presión, los requisitos para el secado y la depuración del gas son más estrictos que para los sistemas de media presión. La seguridad también es más estricta e importante. Los tanques deben estar bien construidos y equipados con dispositivos de seguridad adecuados (los dispositivos de disco de ruptura son adecuados en este caso). Los controles del sistema deben evitar el exceso de presión en las instalaciones de almacenamiento. Aunque el coste inicial de los recipientes de almacenamiento es bajo, los costes totales del sistema son altos y limitan el almacenamiento a alta presión para grandes instalaciones o aplicaciones especiales, como combustible para vehículos o la venta de metano puro. 5.2.5 Almacenamiento por absorción Se ha sugerido la absorción de metano en propano líquido como una manera de almacenar el biogás limpio y seco. El metano se disuelve en el propano, lo que da como resultado un incremento de 4 a 6 veces la cantidad de gas almacenado a una presión dada. Solo el 4 % del medio de almacenamiento (el propano) se escapa cuando se retira el metano. Sin embargo, la tecnología aún no está probada y algunos investigadores creen que la técnica puede requerir de refrigeración. Los requisitos de eliminación de H2S, CO2 y vapor de agua, junto con la necesidad de refrigeración, 18 2.000 – 5.000 psi equivalen a: 136 – 340 atm; 135 − 345 bar; 13.790 – 34.475 kPa.

5. ALMACENAJE DEL BIOGÁS   125

hacen de esta una alternativa de almacenamiento extremadamente cara, posible solo en casos especiales. 5.2.6 Licuefacción El gas metano no puede licuarse a temperatura ambiente como el propano o el butano. La licuefacción de biogás requiere una temperatura de −50,56 ºC (−59 ºF) a presión atmosférica. No puede haber presencia de CO2 debido a que se solidifica a −23,89 ºC (−11 ºF). En el gas, las trazas de impurezas a temperaturas bajas pueden causar problemas. La temperatura de licuefacción se puede elevar mediante el aumento de la presión (−25,56 ºC equivalente a −14 ºF a una presión de 682 psia19), pero esta tecnología se limita a sistemas grandes debido a los costes extremadamente altos.

19 La medida en psia expresa la presión absoluta, tomando como cero la ausencia total de presión.

6. DISCUSIÓN Y CONCLUSIÓN   127

6. Discusión y conclusión

El uso práctico del biogás dependerá de la localización y el tamaño de la planta de producción, de la composición de la biomasa que lo produce y del uso que se le quiera dar: producción de calor/frío; motores ICE; cogeneración calor y electricidad; células de combustible; combustible para vehículos y enriquecimiento para inyección en la red de gas. Para cada uso práctico del biogás existen limitaciones técnicas y legales que se pueden abordar con las tecnologías disponibles ya descritas en esta revisión, y que podrán ser aplicadas según su eficiencia y costes de implementación y de operación. Así pues, antes de cualquier utilización del biogás crudo, este debe ser tratado con el fin de: • evitar la corrosión de los equipos instalados; • satisfacer las demandas en la calidad del gas, tanto para equipos de gas como en caso de actualización del biogás a la calidad del gas natural. El tratamiento del biogás puede implicar la eliminación de agua, partículas, VOC, siloxanos, H2S o CO2. Para eliminar el agua existen distintos métodos para separar el agua condensada o secar el gas. Para las plantas digestoras de pequeña escala, la eliminación del agua se limita al uso de trampas de humedad y grifos de agua de drenaje en la tubería del gas. Si el objetivo es convertir el biogás en biometano, símil del gas natural, se necesitará el empleo de técnicas de secado. Con el fin de eliminar el H2S se han desarrollado distintas tecnologías, en las que se busca la economía y la simplicidad en términos de funcionamiento (mínima vigilancia) y mantenimiento: • Resulta más adecuado, especialmente para las pequeñas explotaciones, la dosificación en el biogás de la mezcla aire-oxígeno y la dosificación de cloruro de hierro en la suspensión del digestor; la depuración biológica del biogás mediante biofiltros percoladores (biotrickilg filters), en los que bacterias específicas son capaces de oxidar el H2S, y la aplicación de sistemas biológicoquímicos, como Thiopaq® y Biopuric®.

128  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

• En cambio, para las grandes explotaciones o cuando el objetivo es convertir el biogás en gas natural, la absorción química de H2S sería la tecnología más factible. Cuando el biogás adquiere la calidad del gas natural, además de la eliminación del agua y del H2S, uno de los objetivos del tratamiento del biogás es la eliminación del CO2, para lo que se pueden aplicar técnicas como PSA o VSA; la separación por membranas gas-líquido a baja presión y la absorción física o química. Aplicando la PSA o VSA y la absorción física o química, también se eliminan otros contaminantes presentes en el biogás, como el N2, el NH3 y los VOC. Los siloxanos y las partículas normalmente se eliminan en las etapas primarias de purificación del biogás, en las que la práctica común es usar filtros de carbón activado. En el caso de los gases de combustión producidos para calderas y motores en las plantas digestoras, las emisiones de contaminantes como el CO2 se compensan usando motores de combustión pobre y, en el caso del nitrógeno, usando sistemas de filtros catalíticos. Otro factor que debe abordarse en el diseño y la construcción de una planta de biogás es la continuidad de producción en el tiempo, que depende de la temperatura de funcionamiento del biodigestor y del tamaño del mismo. En unidades grandes, como los vertederos de residuos domiciliarios, el factor temperatura no sería un problema, pero sí en digestores pequeños situados en predios agrícolas y EDAR de pueblos pequeños. En estos últimos, será necesario suplementar con calor el funcionamiento de los digestores, en vista de que la actividad óptima de generación de gas comienza con temperaturas ≈ 30 − 35 ºC, que no son fácilmente alcanzables en las regiones más frías del mundo o en otras con inviernos fríos. No obstante, puede solucionarse con la instalación de intercambiadores de calor, donde la energía puede ser provista por los mismos gases de combustión o por el uso de paneles solares. Los sistemas de almacenamiento del biogás, sean para bajas, medias o altas presiones, constituyen una alternativa de disponibilidad de ese recurso energético, tanto para suavizar las variaciones en la producción de gas por parte de los digestores, como para las demandas de consumo del mismo. El componente de almacenamiento también actúa como amortiguador, lo que permite que los equipos que ocupan ese recurso energético operen con una presión constante. En plantas generadoras de biogás de pequeña escala es más factible destinarlo a la generación de calor y electricidad. En cambio, en las plantas de gran escala es posible destinarlo a los mismos usos que las pequeñas y a la generación de ciclo combinado y enriquecimiento del biogás para convertirlo en biometano para inyectarlo en las redes.

7. APÉNDICE   129

7. Apéndice

7.1 Fundamentos de tratamientos biológicos 7.1.1 Microbiología Las bacterias azufreoxidantes (BSO) a menudo han sido denominadas bacterias del azufre, nombre con el que se conocía a las BSO litotróficas (utilizan compuestos inorgánicos como fuente de carbono). Estas bacterias resultaron ser fototróficas (de color púrpura, verdes y cianobacterias) y quimiótrofas (incoloras). Sin embargo, se ha constatado que tales bacterias del azufre son capaces de crecer litoheterotróficamente (usando compuestos orgánicos como fuente de carbono) y se han encontrado bacterias distintas de las bacterias del azufre capaces de crecer litoautotróficamente. El término bacterias del azufre, por tanto, no se utiliza; en su lugar se utiliza el término bacterias azufreoxidantes. Si bien se sabe mucho sobre la fisiología y la aparición de bacterias incoloras del azufre, se sabe menos sobre los aspectos cuantitativos de su actividad en la naturaleza (180). En la clasificación de las BSO, la distinción metabólica entre fototróficos y quimiotróficos (bacterias incoloras del azufre) es importante. Las bacterias fototróficas (de color púrpura, verdes y cianobacterias) utilizan la luz como fuente de energía para las reacciones anabólicas (vías de asimilación), mientras que los compuestos reducidos de azufre se utilizan como un donador de electrones para esta reducción, que se lleva a cabo bajo condiciones anaeróbicas. Sin embargo, las bacterias quimiótrofas (incoloras) obtienen energía de la oxidación química aeróbica o anóxica de compuestos reducidos de azufre por acoplamiento del transporte de electrones por vía respiratoria. Los procesos biológicos para el tratamiento del H2S se basan en la acción de BSO. Afortunadamente, estos microorganismos están muy extendidos en el medioambiente debido a la abundancia de azufre orgánico e inorgánico que contienen los compuestos en los diversos compartimentos del medioambiente y en nuestros flujos de residuos. Para el propósito de desulfuración en ingeniería biológica, los organismos quimiolitoautótrofos poseen el mayor potencial de aplicación, aunque existen procesos basados en bacterias fototróficas del azufre. Winogradsky (181) fue el primero en describir la habilidad de ciertas bacterias en utilizar energía a partir de compuestos químicos inorgánicos. Hoy en día, este concepto se conoce como quimiolitotrofia y describe el metabolismo energético de las bacterias que oxidan sustancias inorgánicas, en ausencia de luz, como fuen-

130  

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

te de energía para su mantenimiento y crecimiento celular. Aun así, las bacterias quimiolitotróficas presentan una enorme diversidad taxonómica en función de la gran variedad de sustratos inorgánicos que utilizan como fuente de energía, así como en función de la fuente de carbono que utilizan para crecer. En la figura 24 se presentan los diferentes metabolismos en función de las estrategias energéticas posibles para la oxidación de compuestos inorgánicos. En este sentido, el concepto de autótrofos aparece como la asimilación de carbono inorgánico, principalmente CO2, como la principal o única fuente de carbono biosintética para el crecimiento bacteriano. Así pues, la estrategia autótrofa se diferencia de los metabolismos quimiolitotróficos que utilizan nutrientes orgánicos como fuente de carbono (heterótrofos). Sin embargo, también existe una gran diversidad de microorganismos en quimiolitotrofia que son capaces de crecer mediante ambas estrategias de asimilación de carbono; este metabolismo es conocido como mixotrofia y resulta una estrategia muy interesante, ya que puede suponer una ventaja metabólica en ambientes complejos.

Figura 24. Esquema ilustrativo de las reacciones de oxidación inorgánicas, relacionadas con los metabolismos quimiolitotróficos y fotolitotróficos. Adaptación de Kelly y Wood (182).

La oxidación biológica de compuestos reducidos de azufre es una reacción frecuente y abundante en ecosistemas terrestres y acuáticos naturales (183–184). Entre la gran diversidad de microorganismos oxidantes del azufre, existen diferentes grupos de bacterias y algunos grupos de arqueas que son capaces de llevar a cabo la oxidación disimilatoria de compuestos reducidos de azufre. Comúnmente, las BSO incluyen α-, β- y γ-proteobacterias y arqueas de los siguientes géneros:

7. APÉNDICE   131

Thiobacillus, Thiomonas, Thiomicrospira, Xanthomonas, Rhodobacter, Halothiobacillus, Sulfolobales y muchos más, pero no se limitan a las mismas. Teniendo en cuenta su diversidad genética y filogenética, no es sorprendente encontrar que algunas son autótrofas facultativas, mientras que otras son autótrofas obligadas. A menudo, estos organismos pueden crecer usando diversos compuestos de azufre reducido como fuente de energía, incluyendo sulfuro, polisulfuros, tiosulfato o azufre elemental. Muchas bacterias oxidantes de sulfuro también son conocidas por ser agentes oxidantes de hierro. A menudo, el oxígeno es el aceptor final de electrones preferido, ya que ofrece mayor cantidad de energía (véase la sección siguiente), pese a que el nitrato también puede ser utilizado, por ejemplo, por Thiobacillus denitrificans o por Thiomicrospira spp. (119). Los microorganismos desnitrificantes oxidadores de sulfuro ofrecen posibilidades interesantes para el sulfuro combinado y para el biotratamiento de nitrato. En la tabla 27 se comparan diferentes bacterias sulfurooxidantes que han sido caracterizadas taxonómicamente a nivel de 16S rRNA. La diversidad filogenética existente, junto con la múltiple capacidad de utilización de compuestos de azufre como fuente de alimento, demuestra la variedad metabólica de la capacidad sulfurooxidante de estos microorganismos. Consecuentemente, las rutas metabólicas de oxidación de estos compuestos sulfurosos que aparecen en diversos grupos taxonómicos se presentan como rutas variables y divergentes evolutivamente entre sí (185). Debido a los lugares en los que el sulfuro está presente en el medio ambiente, muchas bacterias oxidantes de sulfuro son extremófilas. Estas incluyen bacterias termófilas e hipertermófilas; acidófilas, que prosperan en un pH bajo; halófilas, que crecen mejor en altas concentraciones de sal, y alcalófilas, que requieren un pH elevado (186). Estos organismos se han encontrado en ambientes específicos tales como respiraderos de aguas profundas, lagunas hipersalinas, etc., y sus propiedades metabólicas excepcionales han sido explotadas en determinados procesos de tratamiento de residuos que contienen sulfuro (187–188). La oxidación microbiana de H2S es compleja, ya que se produce en múltiples pasos biológicos y también incluye una serie de reacciones abióticas (189). Hay cierto consenso en que las rutas metabólicas parten de HS, que se transforma principalmente en azufre elemental o sulfato, en función del microorganismo y de las condiciones ambientales. De particular importancia para el destino y la velocidad de transformación del sulfuro son las condiciones redox, la concentración de sulfuro y la naturaleza y concentración del aceptor final de electrones (186). Si bien se ha hablado mucho en las últimas décadas de los mecanismos detallados del metabolismo del azufre, muchos aspectos siguen siendo inciertos. Aun así, el conocimiento actual es suficiente para implementar eficazmente procesos de tratamiento biológico mediados por bacterias oxidantes de sulfuro para el tratamiento de corrientes de gas que contengan H2S.

David Gabriel y Hugo Sierra (editores)

7. Apéndice  

132-133

Tabla 27. Bacterias capaces de crecer litotróficamente con compuestos reducidos de azufre (190–195).

Fototrofia1

Quimiotrofia1 Autotrofia2 pH óptimo

Oxidación de1 HS–

S2O32–

S4O64–

S°

Producto

Eubacteria Hydrogenobacter y familias

–

+

Obl. / Kr

–

+

+

SO42–

Chlorobiaceae

+

–

Obl. / Kr

+

+

–

+

SO42–

Chloroflexaceae

+

+

Fac. / H

+

–

–

–

S°

Rhodobacter

–

+

Fac. / Clv

5–7

+

+

–

+

SO42–

Paracoccus versutus

–

+

Fac. / Clv

6–8

+

+

–

+

SO42–

Acidiphilium acidophilum

–

+

Fac.

3–4

+

–

+

+

SO42–

Thiobacillus novellus

–

+

Fac. / Clv

6–8

+

+

–

SO42–

Thiobacillus thioparus

–

+

Obl. / Clv

6–8

+

+

+

+

S°, SO42–

Thiobacillus denitrificans

–

+

Obl. / Clv

6–8

+

+

+

+

SO42–

Thiobacillus aquaesulis

–

+

Obl. / Clv

7,5 – 8

+

Thiomonas thermosulfatus

–

+

Fac.

5,2 – 5.6

+

+

+

SO42–

Thiomonas perometabolis

–

+

Fac.

5,5 – 6

+

+

+

SO42–

Thiomonas cuprina

–

+

Fac.

3–4

–

–

+

SO42–

Thiomonas intermedia

–

+

Fac. / Clv

5,5 – 6

+

+

+

+

SO42–

Chromatiaceae

+

+

Fac. / Clv

+

+

–

+

SO42–

Ectothiorhodospiraceae

+

+

Fac.

7 – 10

+

+

–

+

S°, SO42–

Beggiatoa

–

+

Fac.

6–8

+

+

Thioploca

–

+

Fac.

6–8

+

Acidothiobacillus ferrooxidans

–

+

Obl.

2–4

+

Acidothiobacillus caldus

–

+

Obl.

1 – 3,5

Acidothiobacillus thiooxidans

–

+

Obl. / Clv

2–4

+

+

+

+

SO42–

Thermithiobacillus tepidarius

–

+

Obl.

6–8

+

+

+

+

SO42–

Halothiobacillus hydrotermalis

–

+

Obl.

7,5 – 8

+

SO42–

Halothiobacillus halophilus

–

+

Obl.

7

+

SO42–

Halothiobacillus neapolitanus

–

+

Obl. / Clv

6–8

+

+

+

Thiomicrospira

–

+

Obl. / Clv

6–8

+

+

+

Achromatium

–

+

Thiovulum

–

+

Obl.

Sulfurimonas denitrificans

–

+

+

–

–

+

Acidanus

–

+

Obl. / Clv

2–3

+

Sulfolobus

–

+

Fac. / Clv

2–3

+

α–proteobacteria

β–proteobacteria

SO42–

γ–proteobacteria

SO42– SO42–

+

+

+

+

SO42– SO42–

+

SO42– SO42–

+

SO42–

6–8

+

SO42–

Obl. / Clv

6–8

+

+

+

+

SO42–

Obl. / Clv

7 – 10

+

–

–

–

S°

+

SO42–

+

+

SO42–

+

+

SO42–

ε–proteobacteria

Cyanobacteria Oscillatoria Bacterias Gram positivas Sulfobacillus Arqueobacteria Crenarchaeota

Descripción de la tabla: 1 + = propiedad presente, – = propiedad ausente, 2Obl. = autótrofo obligado, Fac. = autótrofo facultativo, H = ciclo del hidroxipropionato, Kr = ciclo de Krebs reductivo, CLV = ciclo de Calvin, celda en blanco = información no disponible.

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Durante la oxidación de sulfuros, muchas bacterias acumulan transitoriamente azufre en forma de esferas altamente refractarias que se encuentran o bien almacenadas intracelularmente o como azufre extracelular excretado. Se cree que la formación de azufre está determinada en gran medida por la disponibilidad de oxígeno disuelto (OD) como aceptor final de electrones; el sulfato es el producto final en condiciones aeróbicas y el azufre elemental lo es cuando el oxígeno es limitante. Sin embargo, también se ha comprobado la formación de azufre producido en sistemas totalmente aerobios cuando se alcanzó la capacidad máxima oxidativa del microorganismo o cultivo sulfurooxidante (196–197). Esto último podría explicar por qué el azufre se observa a menudo en sistemas aerobios con alta carga de H2S aerados. Como se discutirá más adelante, la formación de azufre elemental puede afectar gravemente a la operación de ciertos bioprocesos, en particular los basados en reactores de lecho compacto, lo que reduce el área interfacial para la formación de biopelículas y el aumento de la caída de presión. Como resultado, la mitigación de los problemas causados por el azufre elemental ha sido la principal preocupación de los investigadores que trabajan con este tipo de biorreactores. Por otro lado, la formación de azufre elemental permite la valorización de un residuo en un producto de interés en varios ámbitos industriales. Los reactores basados en cultivos en suspensión ofrecen una clara ventaja en este sentido frente a los reactores de lecho compacto.

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