Fichas sobre prácticas actuales de manipulación de

Fichas sobre prácticas actuales de
manipulación de biogás/biometano
Proyecto ‘BIN2GRID’
Valorización de los residuos de alimentos para la producción de biometano y su uso en estaciones de
servicios locales
Convenio de subvención Nº: 646560
Fichas sobre prácticas actuales de
manipulación de biogás/biometano
WP 5 – Tarea 1 / D 5.1
Abril 2016
Fichas sobre prácticas actuales de manipulación de biogás/biometano
Bin2Grid
Autores: Neven Duic, UNIZAG FSB
Franjo Cajner, UNIZAG FSB
Tomislav Puksec, UNIZAG FSB
Revisores: Todos los miembros del consorcio
Contacto:
University of Zagreb, Faculty of Mechanical Engineering and Naval Architecture
Prof.dr.sc. Neven Duic
Email: neven.duic@fsb.hr Tel: +385 1 6168 242
Ivana Lucica 5
10000 Zagreb
Croacia
www.fsb.hr
Este proyecto ha recibido financiación del programa de
investigación e innovación Horizonte 2020 de la Unión Europea
en virtud del acuerdo de subvención No 646560.
Cualquier acción de comunicación relacionada con la actuación
debe indicar que refleja solo la opinión de los autores y que la
Comisión no se responsabiliza del uso que se pueda hacer del
mismo.
Página web de Bin2Grid: www.bin2grid.eu
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Fichas sobre prácticas actuales de manipulación de biogás/biometano
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Contenido
1
Introducción ___________________________________________________ 7
2
Producción de biogás __________________________________________ 10
Materia prima ____________________________________________________ 11
2.1.1
2.1.2
2.1.3
Cultivos energéticos __________________________________________________ 11
Residuos ___________________________________________________________ 11
Potencial energético __________________________________________________ 17
Procedimientos de pretratamiento___________________________________ 20
2.2.1
2.2.2
2.2.3
2.2.4
Pretratamiento para el saneamiento ______________________________________
Pretratamiento físico __________________________________________________
Pretratamiento biológico _______________________________________________
Procesos combinados _________________________________________________
20
21
29
31
Digestión anaerobia_______________________________________________ 32
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.3.4
Conceptos básicos y principios __________________________________________
Componentes de una planta de biogás ____________________________________
Tratamiento y uso del digestato _________________________________________
Evaluación económica _________________________________________________
32
32
41
43
Usos del Biogás __________________________________________________ 52
2.4.1
2.4.2
3
Utilización del biogás para calefacción ____________________________________ 52
Cogeneración _______________________________________________________ 53
Transformación del biogás ______________________________________ 55
Métodos de transformación ________________________________________ 59
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.2.4
3.2.5
3.2.6
3.2.7
3.2.8
3.2.9
4
Adsorción por cambio de presión (PSA) ___________________________________
Eficiencia energética de la adsorción por cambio de presión ___________________
Depuración con agua__________________________________________________
Absorción física por disolvente orgánico ___________________________________
Absorción química con disolventes orgánicos ______________________________
Separación criogénica _________________________________________________
Separación por membranas ____________________________________________
Formación de hidratos _________________________________________________
Método biológico para la transformación del biogás __________________________
61
63
65
69
72
76
78
82
82
Utilización del biometano _______________________________________ 84
Beneficios del biometano __________________________________________ 87
Inyección en la red de gas natural ___________________________________ 89
El biometano como combustible para el transporte ____________________ 92
4.3.1
4.3.2
4.3.3
4.3.4
Gas Biometano Comprimido (GBC) ______________________________________
La inyección en la red _________________________________________________
Biometano licuado (BML) ______________________________________________
Regímenes de ayudas al biometano ______________________________________
94
95
97
98
5
Conclusiones ________________________________________________ 100
6
Referencias __________________________________________________ 102
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Listado de Figuras
Figura 1 Recolección de maíz para ensilaje .............................................................................. 11
Figure 2 Residuos vegetales ..................................................................................................... 13
Figura 3 Residuos de alimentos................................................................................................ 15
Figura 4 Porcentajes de fracciones de residuos en los residuos sólidos urbanos - EU14........ 17
Figura 5 Principales compuestos producidos tras el pretratamiento químico de biomasa
lignocelulósica [13] ................................................................................................................... 25
Figura 6 Procesos de separación en pretratamiento con agua líquida .................................... 26
Figura 7 Proceso de separación en la deslignificación oxidativa ............................................. 28
Figura 8 Diagrama de flujo del proceso de disolución y regeneración de la madera en RTIL
[13] ........................................................................................................................................... 29
Figura 9 Pasos principales del proceso de digestión anaerobia .............................................. 32
Figura 10 Planta de biogás ....................................................................................................... 33
Figura 11 Diagrama de una planta de biogás ........................................................................... 33
Figura 13 Trituradora ............................................................................................................... 34
Figura 12 Silo de almacenamiento de material prima ............................................................. 34
Figura 14 Bomba centrífuga ..................................................................................................... 35
Figura 15 Cintas transportadoras de biomasa ......................................................................... 36
Figura 16 Digestor vertical ....................................................................................................... 37
Figura 17 Digestor horizontal ................................................................................................... 38
Figure 18 Sistema de mezclado del digestor ............................................................................ 38
Figura 19 Sistema de almacenamiento basado en membranas .............................................. 41
Figura 20 Digestato .................................................................................................................. 42
Figura 21 Porcentajes tipo de los costes deinversión en plantas a pequeña y gran escala de
Digestión Anaerobia y transformación de biogás .................................................................... 44
Figura 21 Costes de capital de la fermentación húmeda (azul), seca (verde) y seca-filtrada
(naranja) [18]. ........................................................................................................................... 47
Figura 21 Costes de inversión específicos en una planta de fermentación. ............................ 48
Figura 22 Promedio del precio histórico de gas natural en el consumo doméstico UE-28 y EA
[21] ........................................................................................................................................... 49
Figura 23 Promedio del precio histórico de gas natural en el consumo industrial en UE-28 y
EA [21]. ..................................................................................................................................... 50
Figura 24 Precios del gas natural para consumo doméstico en 2015 [21]. ............................. 51
Figura 25 Precios del gas natural para consumo industrial en 2015 [21]. ............................... 51
Figura 26 Comparación de la producción de calor y energía de forma separada y combinada
.................................................................................................................................................. 53
Figura 26 Comparación de la producción de calor y energía de forma separada y combinada
.................................................................................................................................................. 53
Figura 27 Capacidad de transformación de biogás las plantas europeas en el periodo 1987–
2011 en relación con el biogás bruto (Copyright: Fraunhofer IWES, 2012). [29] .................... 57
Figura 28 Tecnologías usadas en la transformación del biogás para la eliminación CO2; las
líneas discontinuas indican métodos combinados (Copyright: Fraunhofer IWES, 2012). [29] 59
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Figura 29 Esquema del proceso de adsorción por cambio de presión (basado en: Fraunhofer
IWES, 2012). ............................................................................................................................. 61
Figura 30 Isotermas CO2 genérico para dos diferentes materiales (1) y (2) indicando presión
parcial de CO2 y regeneración (baja) de presión. [32]............................................................ 62
Figura 31 Costes específicos de la transformación de biogás para tecnologías PSA (Basado en:
Fraunhofer IWES, 2012). .......................................................................................................... 64
Figura 32 Esquema del proceso de depuración con agua (Basado sobre: Fraunhofer IWES,
2012)......................................................................................................................................... 66
Figura 33 Costes específicos de transformación de biogas con depuración con agua (basado
en: Fraunhofer IWES, 2012). .................................................................................................... 68
Figura 34. Esquema del proceso de absorción física (usando solventes orgánicos) (Basado en:
Fraunhofer IWES, 2012). .......................................................................................................... 70
Figura 35 Costes específicos de transformación de biogás con absorción física por disolvente
orgánico basado en precios indicativos y valores garantizados. (Basado en: Fraunhofer IWES,
2012)......................................................................................................................................... 73
Figura 36 Esquema del proceso de absorción química (usando disolventes orgánicos) (Basado
en: Fraunhofer IWES, 2012). .................................................................................................... 74
Figura 37 Costes específicos de transformación de biogas con absorción química basados en
precios indicativos y valores garantizados según [42] (basado en: Fraunhofer IWES, 2012). 75
Figura 38 Diagrama de fases de presión – temperatura de dióxido de carbono [48] ............. 76
Figura 39 Esquema de proceso de un sistema de separación por membranas en dos etapas
para la transformación de biogás (Basado en: Fraunhofer IWES, 2012). ................................ 79
Figura 40 Costes específicos de transformación de biogas de un sistema de separación por
membranas en base a las indicaciones de precios y valores de garantía según [64] (Basado
en: Fraunhofer IWES, 2012). .................................................................................................... 80
Figure 41 Utilización del biometano ........................................................................................ 85
Figura 42 Número de plantas de inyección en varios países europeos [78] ........................... 86
Figure 43 Beneficios del biometano ......................................................................................... 87
Figura 44 Estadísticas sobre gas natural en algunos países europeos [84] ............................. 88
Figura 45 Compuestos químicos y proporción aprox. en biogás, gas natural y biometano .... 89
Figura 46. Preparación del biometano para la red de gas ....................................................... 89
Figura 47 Estación de servicio de GNC (Austria) ...................................................................... 92
Figura 48 Transporte de GBC [95] ............................................................................................ 94
Figura 49 Compresor de gas biometano .................................................................................. 95
Figure 50 Estación de servicio de GNC ..................................................................................... 96
Figura 51 Camión remolque de GNL [94] ................................................................................. 97
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Listado de Tablas
Tabla 1 Biorresiduos adecuados para la producción de biogás ............................................... 12
Tabla 2 Categorías de subproductos animales......................................................................... 14
Tabla 3 Composición del biogás ............................................................................................... 17
Tabla 4 Listado de distintos sustratos para DA con potencial energético [5][6] ..................... 18
Tabla 5 Contenido en celulosa, hemicelulosa y lignina de materias primas lignocelulósicas
[10] ........................................................................................................................................... 24
Tabla 6 Tipos de organismos más usados en el pretratamiento biológico [16] ...................... 30
Tabla 7 Efectos de la higienización anaerobia en patógenos, huevos de parásitos e indicador
E.-Coli [17] ................................................................................................................................ 40
Tabla 8 Costes de inversión de y O&M para una planta de digestión anaerobia y de
transformación de biogás [22], [23], [24] ................................................................................ 46
Tabla 9. Costes adicionales de plantas de digestión anaerobia con foco en materias primas
diversas ..................................................................................................................................... 48
Tabla 10 Costes de las diferentes materias primas empleadas en la producción de biogás [25]
.................................................................................................................................................. 48
Tabla 11 Propiedades y composición del biogás y gas natural [26] ........................................ 56
Tabla 12 Ventajas y desventajas de las diferentes tecnologías de transformación [5], [30] .. 60
Table 13 Características técnicas de tecnologías PSA .............................................................. 63
Tabla 14 Consumo energético de la adsorción por cambio de presión ................................... 63
Tabla 15 Coste de capital (CAPX) y coste de operación y mantenimiento (O&M) de adsorción
por cambio de presión ............................................................................................................. 65
Tabla 16 Características técnicas de la tecnología de depuración con agua ........................... 66
Tabla 17 Consumo energético de depuración con agua .......................................................... 67
Tabla 18 Coste de capital (CAPX) y coste de operación y mantenimiento (O&M) de la
depuración con agua ................................................................................................................ 69
Tabla 19 Características técnicas de la tecnología de absorción física .................................... 70
Tabla 20 Consumo energético de la absorción física ............................................................... 71
Tabla 21 Coste de capital (CAPX) y coste de operación y de mantenimiento (O&M) de la
absorción física ......................................................................................................................... 72
Tabla 22 Características técnicas de la tecnología de absorción física .................................... 73
Tabla 23 Consumo energético de la absorción química .......................................................... 74
Tabla 24 Coste de capital (CAPX) y coste de operación y mantenimiento (O&M) de la
absorción química .................................................................................................................... 76
Tabla 25 Características técnicas de la tecnología de transformación criogénica .................. 77
Tabla 26 Consumo energético de la transformación criogénica ............................................. 77
Tabla 27 Coste de capital (CAPX) y coste de operación y mantenimiento (O&M) de la
transformación criogénica ....................................................................................................... 78
Tabla 28 Características técnicas de la tecnología de membranas.......................................... 79
Tabla 29 Consumo energético de la tecnología de membranas .............................................. 80
Tabla 30 Coste de capital (CAPX) y coste de operación y mantenimiento (O&M) de la
tecnología de membranas ........................................................................................................ 81
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4.2.1.1
Table 31 Requisitos específicos para la inyección de biometano en redes de gas
natural en algunos países europeos [83] ................................................................................. 91
Tabla 32 Vehículos de gas natural en Europa en 10.2014. [91] ............................................... 93
Tabla 33 Estación de servicio de GNC por países en la UE [91] ............................................... 96
Tabla 34. Estaciones de servicio de GNL .................................................................................. 98
Tabla 35. Regímenes de ayudas al biometano [96][97] ........................................................... 98
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1 Introducción
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En el concepto “de los residuos de alimentos al biometano’, la digestión anaerobia
(DA) convierte residuos de alimentos y bebidas a biogás, que es transformado a
biometano, existiendo una posible inyección posterior del mismo en la red de gas
natural. La situación actual, incluyendo los marcos legales y administrativos, varía de
forma significativa en las ciudades objetivo y en los países. Podemos encontrar desde
sistemas consolidados con marco legal y esquemas financieros definidos a
situaciones donde no existe este tipo de marco de actuación para el uso del
biometano.
El principal objetivo de este informe es el de servir como referencia inicial para las
partes interesadas de las ciudades objetivo de Bin2Grid, así como para los
representantes de otros grupos objetivo potencialmente interesados, en implementar
proyectos de transformación de residuos de alimentos en biocombustible. El presente
informe pretende recopilar los tipos de tecnologías existentes y proporcionar
información relevante sobre las mismas, tales como preparación del digestor,
eficiencia de la planta y biogás producido o sobre la manipulación posterior
(transformación, inyección en red de gas natural, etc.). Uno de los puntos clave en
esta cadena (de residuos de alimentos a biocombustible) es la identificación de
prácticas de pre-tratamiento relacionadas con tipos de residuos de alimentos
específicos. En este sentido, se determinan principales parámetros tecnológicos:
rendimiento de las materias primas, pre-tratamiento requerido, especificaciones para
la inyección en la red de gas natural, unidades de transformación de última generación
(calidad del gas de salida, estándares), etc. Asimismo, se ha lleva a cabo el análisis
de las condiciones económicas, tales como costes de inversión tipo, costes de
operación, etc. Este informe no se centra en la producción combinada de calor y
electricidad (CHP) como medio usual de uso del biogás, dado que esta tecnología
está bien desarrollada, testada e implementada en varios casos como método
preferido para uso del biogás, y en Bin2Grid el foco está puesto en la transformación
del biogás y la biometanización.
Las tecnologías disponibles son presentadas y analizadas desde el punto de vista de
su aplicabilidad a este tipo específico de flujo de residuos. Como resultado final, se
establece un concepto que servirá de ayuda a otros participantes para la creación del
plan de negocio de sus propias plantas de biogás, en base a estudios de viabilidad
cuantitativos y una amplia visión de las mejores prácticas disponibles.
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Los datos de este informe serán usados por las ciudades objetivo de Bin2Grid: Zagreb
(Croacia), Skopje (Macedonia), Málaga (España) y París (Francia), para las que el
consorcio Bin2Grid está desarrollando los diferentes conceptos en la cadena de los
residuos de alimentos a la producción de biogás.
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2 Producción de biogás
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Materia prima
La producción de biogás es el resultado de la digestión anaerobia de materia orgánica,
que normalmente se denomina material prima. Hay muchos tipos diferentes de
material prima y de formas de clasificarla, pero a efectos de este manual la
clasificaremos en dos categorías principales: cultivos energéticos y residuos.
2.1.1 Cultivos energéticos
Los cultivos energéticos son plantaciones con el fin específico de ser usadas como
fuente o vector de energía. Pueden incluir una amplia variedad de cultivos de plantas
con uso energético asociado. Biomasa de rápido crecimiento utilizada como
combustible en procesos de combustión, el azúcar de caña utilizada para producir
biocombustibles y el ensilado de maíz usado para producir biogás representan
distintos tipos de cultivos energéticos.
Los
cultivos
energéticos
necesitan generalmente poco
mantenimiento y suelen ser de
crecimiento rápido, bajo coste,
alto rendimiento y típicamente
densos. Dado que crecen en
tierras fértiles, representan una
competición
directa
para
la
producción de alimento, razón
por la que la mayoría de los
Figura 1 Recolección de maíz para ensilaje
Estados Miembros establecen
una cuota máxima de uso de dichas materias primas para la producción de biogás si
el productor desea recibir subvenciones. En cuanto a la producción de biogás, el
cultivo energético más utilizado es el ensilado de maíz. Los subproductos vegetales,
los residuos agrícolas y los residuos vegetales no se consideran en general dentro de
la categoría de cultivo energético, aunque sean plantas que puedan ser cultivadas en
algunas ocasiones con este propósito.
2.1.2 Residuos
La lista europea de residuos [1] es un documento oficial en el que se nombran y
describen todos los tipos de fracciones de residuos. Se ha introducido para
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clasificarlos apropiadamente y homogeneizar la lista de residuos en función de su
origen. Los diferentes tipos de residuos de la lista se clasifican mediante códigos de
seis cifras para los residuos, y de cuatro y dos cifras para los subcapítulos y capítulos
respectivamente. La Tabla 1 a continuación lista ejemplos de los diferentes flujos de
residuos que son apropiados para la producción de biogás.
Tabla 1 Biorresiduos adecuados para la producción de biogás
02
Residuos de la agricultura, horticultura, acuicultura, silvicultura,
caza y pesca; residuos de la preparación y elaboración de
alimentos
02 02
Residuos de la preparación y elaboración de carne, pescado y otros
alimentos de origen animal
02 03
Residuos de la preparación y elaboración de frutas, hortalizas,
cereales, aceites comestibles, cacao, café, té y tabaco; producción
de conservas; producción de levadura y extracto de levadura,
preparación y fermentación de melazas
02 04
Residuos de la elaboración de azúcar
02 05
Residuos de la industria de productos lácteos
02 06
Residuos de la industria de panadería y pastelería
Residuos de la producción de bebidas alcohólicas y no alcohólicas
(excepto café, té y cacao)
Residuos municipales (residuos domésticos y residuos
asimilables procedentes de los comercios, industrias e
instituciones),
incluidas
las
fracciones
recogidas
selectivamente
02 07
20
20 01
Fracciones recogidas selectivamente
20 01 08
Residuos biodegradables de cocinas y restaurantes
20 01 25
Aceites y grasas comestibles
20 02
Residuos de parques y jardines (incluidos los residuos de
cementerios)
20 02 01
Residuos biodegradables
2.1.1.1
Subproductos vegetales
Las categorías de subproducto vegetal, residuo vegetal y residuo agrícola incluyen
una gran variedad de residuos de cosecha, cosechas de baja calidad o dañadas, frutas
y verduras, subproductos vegetales de origen agrícola, plantas y partes de plantas,
así como pienso vegetal para animales estropeado. Los subproductos vegetales se
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usan principalmente como cosustratos con estiércol animal y otros tipos de materia
prima. La Figure 2 muestra un ejemplo de este tipo de residuos.
Figure 2 Residuos vegetales
2.1.1.2
Suproductos animales
Los subproductos animales son generalmente partes o desechos de animales no
destinados al consume humano, ya que representan una fuente potencial de riesgo
para la salud pública y la salud animal. Se generan durante el sacrificio de animales
para el consumo humano, la elaboración de productos de origen animal como los
productos lácteos y la eliminación de animales muertos o la aplicación de medidas de
control de enfermedades.
Independientemente de su procedencia, constituyen un riesgo potencial para la salud
pública, la salud animal y el medio ambiente. Este riesgo debe controlarse
adecuadamente, bien canalizando esos productos hacia medios de eliminación
seguros o utilizándolos para diversos fines, a condición de que se apliquen
condiciones estrictas que reduzcan al mínimo los riesgos sanitarios.
La regulación sobre subproductos animales [2] aborda todos los aspectos
relacionados con la recogida, tratamiento, almacenamiento y uso de dichos
subproductos, y los clasifica en tres categorías en función del grado de riesgo para la
salud pública o la salud animal. Estas categorías se muestran en la Tabla 2.
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En aquellos casos en los que los subproductos animales se utilizan para la producción
de biogás, se debe asegurar que los requisitos higiénicos se cumplen. Deben estar
almacenados adecuadamente
en
contenedores
especiales y someterse
a
procedimientos específicos relativos a las medidas preventivas tales como la limpieza,
control higiénico, manipulación del digestato, etc. El proceso anaeróbico de los
subproductos animales debe estar bien establecido con una adecuada agitación,
mezcla equilibrada de materias primas y niveles estables de temperatura, para evitar
el crecimiento de organismos patógenos. Generalmente se incluye un paso de
saneamiento en el que el material por ejemplo se calienta hasta 70ºC durante al
menos una hora.
Tabla 2 Categorías de subproductos animales
Categoría
Descripción


CAT 1



CAT 2



CAT 3

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Muy alto riesgo
Cuerpos de animales enfermos, cuerpos de animales
domésticos y residuos específicos de la cocina y la
industria alimentaria.
Productos que no se pueden procesar en las plantas de
biogás.
Alto Riesgo
Cuerpos de animales de ganado, desechos inservibles de
mataderos, estiércol líquido, contenidos gastrointestinales,
leche.
Productos que se pueden procesar con un permiso
específico y tras un proceso de preparación determinado
(esterilización por presión).
Bajo riesgo
Desechos de animales de los mataderos, residuos de la
cocina y la industria alimentaria.
Productos que se pueden procesar en plantas de biogás
tras su pasteurización (higienización).
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2.1.1.3
Residuos de alimentos
Los principals productores de residuos de alimentos en las áreas urbanas son:
hogares, restaurantes y bares (residuos de
cocina), mercados y tiendas minoristas
(alimentos caducados) y la industria de
alimentos y bebida.
La producción de residuos de alimentos en
la
elaboración
generalmente
de
inevitable
alimentos
durante
es
la
transformación de materias primas en
productos comercializables. La calidad de
dichas fracciones de residuo suele ser
satisfactoria, por lo que este material puede
Figura 3 Residuos de alimentos
ser fácilmente utilizado para la generación de energía y la producción de digestato.
No obstante, en algunas ocasiones estos residuos están mezclados con otras
fracciones de residuo (p.ej.: productos envasados), por lo que deben enviarse a
unidades de reacondicionamiento antes de ser tratados.
Los residuos de alimentos (Figura 3) son generalmente generados por los siguientes
sectores industriales:








2.1.1.4
Industria cárnica y pesquera,
Industria de la fruta y la verdura,
Industria láctea,
Industria panadera,
Industria molinera,
Industria del azúcar,
Destilería y producción vinícola,
Industria cervecera y de producción de malta;
Residuos sólidos urbanos
Los residuos sólidos urbanos, según su definición en los informes nacionales anuales
sobre residuos sólidos urbanos a la Agencia Europea del Medio Ambiente [3] y la
Directiva 1999/31/EC relativa al vertido de residuos, son residuos domésticos y de otro
tipo que, por su naturaleza o su composición, puedan asimilarse a los residuos
domésticos. Los residuos urbanos son generados principalmente por los hogares,
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aunque se incluyen residuos similares de fuentes tales como comercio, oficinas e
instituciones públicas. La cantidad de residuo urbano generado consiste en los
residuos recogidos por, o en nombre de, las autoridades municipales y dispuestos en
el sistema de gestión de residuos.
Los biorresiduos se pueden definir de forma general como residuos de la preparación
o manipulación de alimentos y/o bebidas, alimentos cocinados no consumidos,
alimentos y/o bebidas dañadas y aquellos que no han sido vendidos o consumidos
(sin su envoltura o envase), y aceites y grasas comestibles. En este tipo de residuo
puede haber restos de plantas (no madera), se incluyen restos de jardinería y poda (a
pequeña escala: hogares) debido a sus características (contenido de agua, densidad,
etc.), y por tanto son asimilados al biorresiduo de los residuos sólidos urbanos.
El porcentaje de biorresiduo en los residuos sólidos urbanos varía de forma
significativa de país a país, e incluso entre municipalidades del mismo país o región.
Este hecho hace que sea muy importante analizar la materia prima potencial cuando
se va a considerar el uso de biogás a partir de esta fuente. Es incluso más importante
la cuestión de la recogida separada de residuos urbanos. La recogida separada en
origen más beneficiosa económicamente en comparación con la separación de los
residuos después de ser mezclados. La recogida selectiva también permite una mayor
fracción de biorresiduo para ser utilizado.
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Aguas residuales
Otros (varios combustibles
y no combustibles)
Textiles
Metales
Vidrio
Polvo y cenizas (finas)
Plástico
Materia vegetal
(putrescible)
Papel y cartón
Figura 4 Porcentajes de fracciones de residuos en los residuos sólidos urbanos - EU14
2.1.3 Potencial energético
Durante la digestión anaerobia, la materia orgánica se descompone en varios pasos
por distintos tipos de microorganismos. Como resultado de este proceso, se produce
biogás compuesto principalmente por metano y dióxido de carbono. La fracción
restante del proceso es el residuo de la digestión o digestato. Debido a que la materia
de entrada está normalmente compuesta por diferentes fracciones orgánicas, ya que
el residuo urbano es generalmente un sustrato heterogéneo, el potencial energético
en el proceso de digestión anaerobia depende en gran medida de las características
del residuo.
Tabla 3 Composición del biogás
Compuesto
60 – 70
0.1
30 – 40
0.2
0.1
0 – 4,000
100
Metano (vol %)
Hidrógeno (vol %)
Dióxido de carbono (vol %)
Nitrógeno (vol %)
Oxigeno (vol %)
Sulfuro de hidrógeno (ppm)
Amoniaco (ppm)
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Tabla 4 Listado de distintos sustratos para DA con potencial energético [5][6]
Sustratos
Pasta de fruta
Residuo de destilación
Mosto de cereales
Pasta de tomate, pulpa de
tomate
Pulpa de tomate desecada
Restos de semillas
oleaginosas, prensadas
Harina de trigo
Germen de malta
Residuos de panadería
Suero
Leche desnatada, seca
Queso
Materia seca
Rendimiento del biogás
(%)
(m3/t, MF)
Residuos de la industria de alimentos
3-5
250 - 540
3-8
400 - 450
5-8
80 - 100
Contenido en
metano, (%)
63
62
63
5 - 16
250 - 800
55
85
500 - 600
55
90
420 - 720
66
86
540
90
580
60 - 80
400 - 500
4-6
50 - 140
75
400 - 520
30
320
Residuos de la industria de bebidas
Grano
20 - 25
180 - 300
Grano seco
90
550
Manzanas
22 - 40
420 - 510
Pulpa de manzana
2-5
420
Frutas, variadas
25 - 45
400 - 650
Vinaza, de prod. de alcohol.
8 - 12
50
Hortalizas, verduras e hierba
Residuo vegetal mixto
5 - 20
300 - 400
Hojas
75 - 90
10 - 20
Verdura (fresca)
80
40 - 80
Ensilado de hierba
22 - 36
320 - 420
Ensilado de maíz
20 - 40
160 - 200
Paja de arroz
25 - 50
320 - 450
Desechos de mercado
8 - 20
250 - 450
Residuos de hogares y bares
Biorresiduo mixto
35 - 75
–100 - 200
Hierba, residuo verde
25
180
Sobras de comida (cocina)
9 - 37
–150 - 300
Restos de comida
14 - 18
210 - 540
almacenada
Pan seco
65 - 90
620 - 880
Grasa mixta
80 - 95
1,100
Huevos
25
380 - 520
Leche baja en grasa
8
560
Aceite de freír y grasas
50 - 70
600 – 750
Subproductos animales
Desechos de mataderos
320 - 600
Harina animal
8 - 27
750 – 1,100
Grasa animal
1,000
Sangre líquida
18
420
Vísceras (cerdo)
60
58
55
62
58
60
58
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18
60
62
68
60
68
55
62
56
58
55
55
50
60
62
56
58
55
58
66
54
55
62
65
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El biogás puede producirse a partir de varios tipos de material orgánico, algunos más
o menos adecuados, excepto de la lignina, que no puede ser degradada mediante
digestión anaerobia. La composición del biogás producido depende de distintos
parámetros: material de entrada, tecnología de procesado, etc. La Tabla 3 muestra la
composición típica del biogás.
La biodegradabilidad y el potencial de producción de biogás de los diferentes sustratos
(residuos) dependen del contenido de carbohidratos, lípidos y proteínas, así como de
la composición de las fracciones de celulosa, hemicelulosa y lignina. El diferente
porcentaje de estas fracciones en los residuos de alimentos recogidos hace que varíe
su
biodegradabilidad, así como su contenido en metano, el componente más
importante para la producción de biogás.
Como se ha comentado anteriormente, uno de los parámetros más importantes para
un tratamiento eficiente de la materia orgánica de origen urbano es un sistema
eficiente de recogida de residuos. La recogida selectiva de residuos proporciona una
alta calidad de biorresiduo, junto con más bajos niveles de contaminación (p.ej.:
plásticos y materiales inertes). Un listado de distintas fracciones de residuos
(sustratos) producidos en varios sectores se muestra en la Tabla 11.
La materia seca es uno de los parámetros más importantes que define la masa de la
materia cuando está completamente seca. Ayuda a los operadores de las plantas de
biogás a decidir cómo almacenar y tratar el residuo, ya sea residuo sólido o fracción
líquida. El metano producido es un gas incoloro e inodoro y la principal fuente de
energía en la producción de biogás, con una densidad de 0.71 g/L (25º C, 1 atm).
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Procedimientos de pretratamiento
El pretratamiento de las materias primas se lleva a cabo generalmente para alcanzar
dos objetivos principales: en primer lugar para dar cumplimiento a las regulaciones
nacionales y europeas relativas a ciertos tipos de residuos, y en segundo lugar para
aumentar la eficiencia del proceso de producción de biogás. Los métodos de pretratamiento se pueden dividir en varias categorías: pre-tratamiento físico, pretratamiento químico y pre-tratamiento biológico, que serán descritas a continuación.
2.2.1 Pretratamiento para el saneamiento
Los tres principales pre-tratamientos que se usan para dar cumplimiento a las
regulaciones europeas y nacionales relativas al uso de residuos peligrosos en la
producción de biogás son la hidrólisis alcalina, la pasteurización y la esterilización. Las
condiciones bajo las cuales deben aplicarse cada uno de ellos están reguladas por
legislación nacional, las cuales a su vez respetan las directivas europeas aplicables.
En la mayoría de los casos, el uso de subproductos animales bajo la categoría 1 está
terminantemente prohibido en la producción de biogás, mientras que los de las
categorías 2 y 3 pueden ser utilizados si son tratados en las adecuadas instalaciones
de pre-tratamiento. Este pre-tratamiento es usualmente la hidrólisis alcalina, proceso
mediante el cual las moléculas complejas se descomponen en sus componentes
básicas al añadir agua con un pH superior a 7.
La pasteurización, otro importante proceso de pre-tratamiento, se usa para eliminar
ciertos tipos de microorganismos y desactivar a la vez enzimas en la materia que está
siendo pasteurizada. Se define como una exposición relativamente corta de las
materias primas a media o alta temperatura para reducir la cantidad de
microorganismos vivos y eliminar los patógenos humanos. El proceso se suele llevar
a cabo a una temperatura de 63º C durante 30 minutos, o a 71º C durante 15 minutos,
seguido de un enfriamiento rápido hasta una temperatura de 10º C, a la cual se
produce el almacenamiento.
El último proceso mencionado es la esterilización, que consiste en un proceso en el
que todas las formas de vida son retiradas o eliminadas de la materia prima.
Generalmente se lleva a cabo a una temperatura de 121º C y una presión de 103 kPa.
La materia sólida puede esterilizarse de forma exitosa a una temperatura de 121º C
durante 15 minutos o a 134º C durante 3 minutos. La correcta aplicación del proceso
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retirará o eliminara todas las formas de hongos, bacterias y virus, así como esporas
de bacterias, las cuales pueden ser muy tóxicas.
Debe tenerse en cuenta que en algunos casos, independientemente del proceso de
pre-tratamiento aplicado, el sustrato puede no ser utilizable como fertilizante para la
agricultura. Esto puede suceder, por ejemplo, en casos en los que usen lodos
procedentes del tratamiento de aguas residuales.
2.2.2 Pretratamiento físico
Los métodos de pre-tratamiento físico afectan a todas las propiedades físicas de los
sustratos para aumentar el ratio de hidrólisis (que es el primer paso en la DA y el que
limita el ratio de todo el proceso) y la biodegradabilidad anaerobia de los sustratos.
Los métodos de pre-tratamiento físico pueden dividirse de la siguiente manera: pretratamiento mecánico, pre-tratamiento ultrasónico, pre-tratamiento térmico, explosión
de vapor y extrusión.
2.2.2.1 Pretratamiento mecánico
El principal propósito del pre-tratamiento mecánico es reducir el tamaño de las piezas
de sustrato, o comprimirlas, para liberar compuestos celulares y aumentar el tamaño
de superficie específica. Esto posibilita un mejor contacto entre el sustrato y la bacteria
anaerobia, lo que mejora la digestión anaerobia. Este método se usa con bastante
frecuencia para el pre-tratamiento de la mayoría de los residuos sólidos (incluyendo
residuos sólidos urbanos, residuos de alimentos, etc.). Este tratamiento no genera olor
y es de fácil aplicación. La cantidad de energía consumida en este proceso es
moderada en comparación con otros tipos de pre-tratamiento, siendo su principal
desventaja una mayor probabilidad de daños en el equipo debido a los distintos
materiales que los residuos de alimentos, residuos sólidos urbanos, residuos de
cocina, etc., pueden contener (p.ej. metales, piedras, partes electrónicas, etc.). La
reparación de estos daños en el equipo suele ser bastante cara. Algunos de los
métodos de pre-tratamiento mecánico son la licuefacción, el homogeneizador de alta
presión, la electroporación, etc. No obstante, la mayoría de los pre-tratamientos
mecánicos se llevan a cabo mediante molinos de martillos o cuchillas, en función del
proceso que se ejecute: moler o cortar. En la práctica, estos procesos se llevan a cabo
con frecuencia de forma combinada. La cantidad de energía que necesita el molino
de cuchillas es mucho menor que para el molino de martillos (aproximadamente de 2
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a 5 veces menor) pero parámetros tales como el contenido de humedad y el tamaño
inicial y final de las partículas afectan la demanda de energía de forma significativa. Al
usar los molinos de cuchillas lo práctico es evitar sustratos que pueden contener
piedras o metales, ya que pueden dañarse con mucha más facilidad que los molinos
de martillos [15].
2.2.2.2 Pretratamiento ultrasónico
El pretratamiento ultrasónico es otro tipo de tratamiento físico que altera la estructura
celular del sustrato, aumentando de esta forma el ratio de hidrólisis del mismo. Este
tratamiento puede aplicarse usando bajas frecuencias (dando lugar a cavitación) y a
altas frecuencias (dando lugar a reacciones químicas debido a la liberación de
distintos radicales). Aunque el coste de este método de pretratamiento es bajo y su
tecnología es sencilla, se usa principalmente para el tratamiento de lodos residuales.
No obstante, estudios realizados con residuos de alimentos como sustrato
demuestran una reducción del tiempo de reacción y un aumento en la producción total
de biogás, lo que hace que este método sea adecuado también para este tipo de
residuo [7].
2.2.2.3 Pretratamiento térmico
El pretratamiento térmico del sustrato incluye diferentes métodos de calentamiento
tales como calentamiento por vapor, calentamiento eléctrico y por microondas, que
induce la desintegración de las membranas celulares, dando lugar a la solubilización
de compuestos orgánicos.
El sustrato es tratado bajo condiciones específicas de presión y temperatura durante
un periodo de tiempo determinado. Este pretratamiento puede aumentar la producción
de biogás y disminuir el tiempo de reacción de la digestión anaerobia. Adicionalmente,
puede proporcionar algunas otras ventajas como la eliminación de patógenos,
reducción de la viscosidad del disgestato y mejora del rendimiento de desagüe. La
temperatura óptima para este método puede variar entre 70 °C y 190 °C, en función
del sustrato en a tratar, así como de la duración del tratamiento. El aumento de la
temperatura por encima de un determinado nivel puede ocasionar un descenso en la
producción de biogás debido a la reacción de Mallaird que da lugar a sustratos
complejos poco biodegradables. Este pretratamiento se combina a menudo con
pretratamiento químico o mecánico, lo cual lo hace más efectivo, aunque más
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complejo [15]. Los estudios muestran que la temperatura óptima para el
pretratamiento térmico de residuos de alimentos se sitúa en torno a los 175 ºC con un
tiempo de retención de 30 minutos [8]. Lo preferible sería usar el exceso de calor de
las industrias, ya que así disminuiría la intensidad energética del proceso.
2.2.2.4 Explosión de vapor
La explosión de vapor es otro tipo de pretratamiento físico que se desarrolla en dos
fases: en primer lugar se inyecta vapor saturado en el sustrato dando lugar a un
aumento de temperatura, y después de un periodo de tiempo a una disminución rápida
de la presión, lo que causa que el agua intracelular se evapore muy rápidamente. Este
hecho se conoce como explosión de vapor. Las fuerzas que aparecen debido al
repentino escape de presión causan la ruptura celular del sustrato. Como ocurre en el
pretratamiento térmico, la temperatura y el tiempo de retención deben determinarse
cuidadosamente para evitar un descenso en la producción de biogás. Este método se
ha investigado principalmente para residuos agrícolas y residuos sólidos urbanos [12].
2.2.2.5 Extrusión
La extrusión como proceso ya es actualmente bien conocida en muchas industrias,
pero también puede usarse como método de pretratamietno para la producción de
biogás. El principio es conocido: el sustrato entra en el extrusor donde es transportado
a lo largo de un tubo por medio de un tornillo giratorio. Durante este proceso, el
sustrato está sometido a altas temperaturas, presiones y fuerzas de fricción que
rompen sus fibras. Se pueden aplicar diferentes temperaturas y presiones en función
de la densidad deseada del sustrato tras el proceso. Este pretratamiento puede
mejorar la producción de biogás, siendo sus inconvenientes el alto consumo de
electricidad y la necesidad frecuente de cambiar los tornillos. Al igual que ocurre con
los molinos, los tornillos en los extrusores se dañan con facilidad por los materiales
duros incluidos en el sustrato. Los sustratos que pueden ser pretratados con este
método son fracciones sólidas de residuo (p.ej.: residuos de alimentos, residuos
sólidos urbanos, residuos de cocina, etc.) [15].
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2.2.2.6 Pretratamiento químico
El pretratamiento químico de materias primas se lleva a cabo utilizando diferentes
productos químicos tales como ácidos y bases de diferente fuerza bajo distintas
condiciones, para la ruptura de la estructura rígida de la biomasa.
Se usa principalmente para residuos de biomasa compuestos por materia
lignocelulósica que es, debido a su composición, resistente a la hidrólisis. La lignina
es una estructura molecular de gran tamaño y compleja que contiene polímeros
reticulados de monómeros fenólicos. Está presente en la pared celular primaria y
proporciona apoyo estructural, la impermeabilidad y resistencia ante el ataque
microbiano [9]. Las plantas herbáceas como el pasto normalmente tienen el mínimo
contenido de lignina, mientras que las maderas blandas tienen el más alto contenido
en lignina. Otros tipos de materia lignocelulósica se presentan en la Tabla 5.
Tabla 5 Contenido en celulosa, hemicelulosa y lignina de materias primas lignocelulósicas [10]
Materias primas lignocelulósicas
Troncos de madera dura
Troncos de madera blanda
Cáscaras de frutos secos
Mazorcas de maíz
Hierbas
Papel
Paja de trigo
Rechazos
Hojas
Semillas de algodón
Periódicos
Residuos de papel de pulpa química
Sólidos primarios de aguas residuales
Residuos de cerdo
Estiércol vacuno sólido
Pasto Bermuda costera
Switch grass
Celulosa
(%)
40-55
45-50
25-30
45
25-40
85-99
30
60
15-20
80-95
40-55
60-70
8-15
6.0
1.6-1.7
25
45
Hemicelulose
(%)
24-40
25-35
25-30
35
35-50
N/A
50
20
80-85
5-20
25-40
10-20
N/A
28
1.4-3.3
35.7
31.4
Lignina
(%)
18-25
25-35
30-40
15
10-30
0-15
15
20
N/A
N/A
18-30
5-10
24-29
N/A
2.7-5.7
6,4
12.0
Actualmente no hay pretratamientos químicos a gran escala para la producción de
biogás, aunque este tipo de pretramientos se usan generalmente para la producción
de etanol. Los pretratamientos químicos se suelen dividir en varios subgrupos, entre
ellos: agua caliente líquida, hidrólisis de ácido débil, hidrólisis de ácido fuerte, hidrólisis
alcalina, Organosolv y deslignificación oxidativa [11][12]. Los principales compuestos
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producidos tras el pretratamiento de materia lignocelulósica se presentan en la Figura
5.
Biomass
Biomasa
Hemicellulose
Hemicelulosa
Cellulose
Celulosa
Lignocellulose
Lignocelulosa
Polymers
Polímeros
s
C5
sugars
Azúcares
C5
Aabinose
Arabionosa
Xilosa
xylose
C6
sugars
Azúcares
C6
Gelactose
Galactosa
Manoose
Manosa
Glucosa
Glucose
Azúcares
C6
C6 sugars
Glucosa
Glucose
Furfural
Hydroxymethylfurfural
Hidroximetilfurfural
(HMF)
Ácido
Fórmico
Formic
acid
Ácido
Fórmico
Ácido
Levulínico
Levulinic
acid
Formic acid
Sugars
Azúcares
Fenólicos
Phenolics
Inhibidores
Inhibitors
Ácido
acético
Acetic acid
Figura 5 Principales compuestos producidos tras el pretratamiento químico de biomasa lignocelulósica [13]
2.2.2.7 Pretratamiento con agua líquida caliente
En el pretratamiento con agua líquida caliente la biomasa es expuesta a agua a alta
temperatura y presión. El agua caliente comprimida entra en contacto con la biomasa
durante un periodo de hasta 15 minutos a temperaturas superiores a 200°C.
Generalmente se disuelve un 40 – 60% de biomasa y se elimina hasta un 22% de la
celulosa, una 60% de la lignina y toda la hemicelulosa. Posteriormente, casi el 90%
de la hemicelulosa puede ser recuperada como azúcares monómericos cuando se usa
ácido para hidrolizar el líquido resultante tal y como se muestra en la Figura 6 [12].
Estos azúcares monómericos se pueden descomponer después en furfural, que es un
inhibidor del proceso de fermentación [11][12].
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Fibrillas de celulosa
Lignina
Hemicelulosa
Lignina
Mezcla de agua líquida
iónica
Biomasa
lignocelulosica
Pulpa de celulosa
Figura 6 Procesos de separación en pretratamiento con agua líquida
2.2.2.8 Pretratamiento de hidrólisis de ácido débil
Uno de los pretratamientos más efectivos para eliminar la lignina es el tratamiento con
ácidos diluidos. El proceso consiste en rociar con un espray el ácido (normalmente
sulfúrico) diluido sobre la materia prima y calendar la mezcla a 160 – 220 °C durante
pocos minutos. Entonces se produce la hidrólisis de la hemicelulosa y se liberan los
azúcares monoméricos y los oligómeros solubles. Esto aumenta la porosidad de la
mezcla y mejora su digestibilidad enzimática. También es posible usar ácidos
orgánicos tales como el ácido maleico y el fumárico
Este proceso tiene un buen rendimiento en términos de recuperación de hemicelulosa,
pero
estos
azúcares
podrían
degradarse
posteriormente
a
furfural
e
hidroximetilfurfural, dando lugar a la formación de residuo sólido [11][12]. Este proceso
es apropiado para la biomasa de residuos de alimentos, con bajo contenido en lignina,
ya que casi no se elimina lignina de la biomasa [12].
2.2.2.9 Pretratamiento de hidrólisis de ácido fuerte
Los ácidos fuertes más usados para pretratamiento son el sulfúrico (H2SO4) y el
clorhídrico (HCl), los cuales son poderosos agentes para la hidrólisis de la celulosa
que no necesitan enzimas adicionales para la descomposición de la biomasa [12].
Estos ácidos reaccionan a bajas temperaturas y proporcionan un alto rendimiento de
azúcar monomérico, aunque debido a su naturaleza tan corrosiva deben ser
reciclados conforme a rigurosas regulaciones medioambientales [11][12].
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2.2.2.10
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Pretratamiento de hidrólisis alcalina
La adición de álcalis provoca el hinchamiento de la lignocelulosa y una solubilización
parcial de la lignina, lo que aumenta la reactividad del resto de polisacáridos.
Actualmente las álcalis más usadas son el hidróxido de calcio (Ca(OH)2) y el de sodio
(NaOH) [12]. Algunos estudios [13] han probado que el pretratamiento alcalino puede
aumentar hasta un 20% el rendimiento de gas a partir de sustratos ricos en
lignocelulosa. Este proceso acumula el contenido de sal e incrementa el valor del pH,
de forma que solamente puede ser usado en sustratos con bajo pH o alto contenido
lipídico [11]. En general esta tecnología rara vez es rentable debido al alto coste de
las álcalis, aunque puede ser muy útil para sustratos ricos en ácidos y lignina que no
podrían ser digeridas de forma anaerobia [12].
2.2.2.11
Pretratamiento Organosolv
Estos procesos utilizan disolventes orgánicos, o mezclas de estos, con agua para
eliminar la lignina antes de que tenga lugar la hidrólisis enzimática. Durante este
proceso también se produce la hidrólisis de la hemicelulosa, que aumenta la
digestibilidad de la fracción de celulosa. La mayoría de los disolventes son metanol,
etanol, acetona y etilenglicol, y la temperatura suele rondar los 200°C [12]. Entre sus
beneficios se encuentran la producción de lignina de alta calidad y la disminución del
coste de la enzima debido a la eliminación de la lignina [12][13].
2.2.2.12
Pretratamiento de deslignificación oxidativa
La deslignificación también puede obtenerse mediante agentes oxidantes tales como
el peróxido de hidrógeno, el ozono, el oxígeno o el aire. Estos agentes reaccionan con
los polímeros de la lignina convirtiéndolos en ácidos carboxílicos. Estos ácidos actúan
como inhibidores en la etapa de fermentación y tienen que ser neutralizados o
eliminados. La oxidación también afecta a la fracción de hemicelulosa que ya no
podría ser usada para la producción de azúcar. Hay tres procesos oxidativos
incluyendo el peróxido de hidrógeno, la ozonólisis y la oxidación húmeda [12].
El peróxido de hidrógeno puede disolver hasta un 50% de la lignina y alcanzar un
rendimiento de hidrólisis enzimática de hasta un 95%. La ozonólisis ataca la división
de estructuras anulares aromáticas y descompone la celulosa y la hemicelulosa. Se
usa generalmente para romper la estructura de muy distintos materiales tales como la
paja de trigo, bagazo, pino, cacahuete, paja de algodón, etc. [13]. La Figura 7 ilustra
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una representación gráfica del proceso de separación en la deslignificación oxidativa.
La oxidación húmeda se realiza con oxígeno o aire en combinación con agua alta
presión y temperatura. Puede aplicarse para el tratamiento de paja de trigo y de
madera dura [14].
Aceite
de
lignina
desaromatizado
Madera de haya
Deslignificación
oxidativa
Polisacáridos
(Libre de agua)
Figura 7 Proceso de separación en la deslignificación oxidativa
2.2.2.13
Líquidos iónicos a temperatura ambiente
Los líquidos iónicos a temperatura ambiente (Room temperature ionic liquids - RTIL)
son sales en fase líquida a temperatura ambiente. Normalmente están compuestas
por un anión inorgánico y un catión orgánico de estructura molecular muy heterogénea
[12]. Las diferencias en la estructura molecular permite una unión de los iones lo
suficientemente débil para que la sal esté en estado líquido a temperatura ambiente.
Está demostrado que los RTIL son buenos disolventes de la lignina y se consideran
respetuosos con el medio ambiente. Este método aún está en fase de I+D y
actualmente no hay aplicaciones industriales. Su principal limitación es su coste, en
comparación con los disolventes comunes tradicionales, debido a las interacciones
entre la lignina y los RTIL que hace que el reciclado y la regeneración, en grandes
volúmenes, no sea rentable [13]. El diagrama de flujo del proceso de disolución y
regeneración de la madera en RTIL se presenta a continuación en la Figura 8.
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Wood
Virutas
dechips
madera
Madera
Ground
wood
triturada
Secado
Dry
RTIL
Cocción
Cooking
Wood/RTIL
solution
Acetone/H2O
Material
rico en
Cellulose-rich
celulosa
material
Filtration
Filtración
Limpieza
Wash
en seco
Dry
Lignina
Lignin en
in
solution
solución
Regeneration
Regeneración
Evaporation
Evaporación
of
de acetone
acetona
Lignin
Lignina
Figura 8 Diagrama de flujo del proceso de disolución y regeneración de la madera en RTIL [13]
2.2.3 Pretratamiento biológico
Todos los pretratamientos descritos anteriormente emplean métodos que son
rigurosos, costosos e intensivos en el consumo de energía. Por el contrario, los
pretratamientos biológicos son más suaves y respetuosos con el medio ambiente.
Emplean microorganismos, principalmente hongos de podredumbre blanca y de
podredumbre suave, actinomicetos y bacterias que degradan la lignina mediante la
acción de enzimas como las peroxidasas y lacasas [12]. Los organismos que más se
suelen usar para el tratamiento biológico, así como su periodo de incubación,
rendimiento de etanol y otras propiedades importantes se presentan en la Tabla 6 a
continuación. El pretratamiento biológico ofrece ventajas tales como el bajo coste de
capital, bajo consumo de energía, escasa dependencia de productos químicos y
condiciones medioambientales suaves. No obstante, su mayor desventaja es la baja
tasa de hidrólisis en comparación con el resto de tecnologías [15].
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Tabla 6 Tipos de organismos más usados en el pretratamiento biológico [16]
Nº.
Organismo
Sustrato
Incubación
1
Phanerochaete chrysosporium
Tintes poliméricos
14 días
2
Merulius tremellosus
Madera de álamo
8
semanas
3
Phanerochaete chrysosporium,
Bjerkandera adusta, Pleurotus
ostreatus, Phlebia tremellosus,
Trametes versicolor
Paja de cebada, pulpa de
madera
7–22 días
Ligninas industriales
(Lignina Polimérica Kraft,
Lignina Polimérica
Organosolv), Lignina Natural
(Lignina de madera molida)
Hojas de árboles molidas,
piel de plátano, piel de
manzana, piel de mandarina
Grado de deslignificación
Decoloración del tinte debido a la
actividad ligninolítica
Rendimiento de etanol
52% pérdida de lignina
0.26–0.37 mg/ml
comparado con
0.15–0.16 mg/ml de
control
Otras características
Grado de decoloración de 0.16 a 0.62 unidades de
absorbancia por hora
Digestibilidad de la celulosa aumentada del 18 al
53%
10% increase in glucose yield with an overall
conversion of straw of 10–12%
30 días
El contenido residual de lignina
(Lignina Klason) era 15% en Lignina
KRaft, 10% en Lignina Organosolv,
13% en Lignina de madera molida
3–22 días
Máxima actividad lacasa entre 119,
195, 794, y 4103 U/l−1
respectivamente según el sustrato
Eficiencia biológica del Pleurotus spp. y Lentinus
edodes alcanzó el 86–118 y 81–116%,
respectivamente.
Desecho de caña de azúcar
45 días
El contenido de lignina Klason (%)
fue, respectivamente, 1, 5.5, 5, 8, 4,
5.5, 5.5 y 8
El mayor descenso en el ratio C:N lo mostró A.
terreus (61%), seguido de C. uda (52%), T. reesei
y Z. mobilis (49%)
Fungal isolate, RCK-1
Paja de trigo
10 días
Phanerochaete chrysosporium
Tallos de algodón
14 días
27.7% de pérdida media de lignina
Descenso del 12% en el contenido
de lignin para T. versicolor G20 y del
29.14% para E. taxodii 2538
4
Fusarium proliferatum
5
Pleurotus spp., Lentinus edodes
6
Aspergillus terreus, Cellulomonas
uda, Trichoderma reesei,
Zymomonas mobilis, Aspergillus
awamori, Cellulomonas cartae,
Bacillus macerans, Trichoderma
viride
7
8
0.48 g/g en comparación
con 0.36 g/g de control
9
Echinodontium taxodii 2538 and
Trametes versicolor G20
Cañas de bambú
120 días
10
Coriolus versicolor B1
Residuos de bambú
35 días
11
Phanerochaete chrysosporium
Racimos vacíos de palma
de aceite
7 días
12
Irpex lacteus
Tallos de maíz
15 días
13
Ceriporiopsis subvermispora
Rastrojo de maíz
18–35
días
El contenido de Lignina Klason fue
de 5.89%
La pérdida de lignina fue de un
11.84% con tallos de maíz sin tratar
y de 27.81–80.00% con tallos de
maíz pretratados con NaOH
31.59% pérdida de lignina tras
35 días
14
Ceriporiopsis subvermispora
Rastrojo de maíz
42 días
39.2% deslignificación
Marzo 2016
30
0.027 g/g
57.8% tras 35 días
Productividad volumétrica incrementada de
0.30 g/LH a 0.54 g/LH
Bajo rendimiento de etanol debido a la baja
conversión de celulosa
El rendimiento de azúcar de las cañas de bambú
pretratadas con T. versicolor G20 y E. taxodii 2538
aumentó 5.15 veces y 8.76 veces respectivamente
La tasa maxima de sacarificación fue del 37.0%,
reduciendo el rendimiento de azúcar de 23.2 mg/g
de los residuos de bambú (2.34 veces el de la
materia prima)
La pérdida de Xileno fue del 7.84% con tallos de
maíz sin tratar y del 21.86–51.37% con tallos de
maíz pretratados; La digestibilidad de glucano
aumentó un 14%
El rendimiento de glucosa varió del 57.67 al
66.61%
El rendimiento de glucosa varió del 57 al 67%. El
rendimiento fue del 72% con el suplemento de
hidrólisis de rastrojos de maíz tratados durante 18
días con un complejo enzimático adicional.
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2.2.4 Procesos combinados
Algunos métodos de pretratamiento no pueden clasificarse dentro de una sola de las
categorías anteriores, sino que más bien consisten en una combinación de las
mismas. Algunos de estos métodos se describen brevemente a continuación.
2.2.4.1 Explosión de CO2
La explosión de CO2 es un pretratamiento que implica la introducción de CO2 a alta
presión en un lote relleno de sustrato. Esto hace que suba la temperatura del lote.
Después de un tiempo, la presión disminuye rápidamente, lo que causa la
descompresión explosiva del sustrato que provoca la ruptura del mismo, de forma
similar a lo que ocurre en el pretratamiento de explosión de vapor. Asimismo, el CO 2
Reacciona con el ácido carbónico, lo que contribuye a mejorar la tasa de hidrólisis
[12].
2.2.4.2 Explosión de fibra de amoniaco
Este método es similar a la explosion de CO2. Tiene los mismos pasos: inyección de
amoníaco liquid a alta presión y tras un periodo de tiempo una disminución rápida de
presión que da lugar a los mismos cambios descritos anteriormente. El principal
resultado de este método es la reducción del contenido de lignina y la descristalización
de la celulosa [12].
Marzo 2016
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Digestión anaerobia
2.3.1 Conceptos básicos y principios
La digestión anaerobia es un proceso bioquímico mediante el cual una serie de
componentes orgánicos complejos se descomponen a otros más simples por la acción
de bacterias en ausencia de oxígeno (condiciones anaerobias).El resultado final de
este proceso es la producción de biogás, una combinación principalmente de metano
y dióxido de carbono y digestato. Cuando se utiliza una mezcla homogénea de
diversos tipos de materia prima en la digestión anaerobia, el proceso se llama
codigestión, siendo éste el proceso más comúnmente utilizado para la producción de
biogás. La producción de biogás genera una cantidad muy pequeña de calor, lo que
significa que la mayor parte de la energía química asociada a la materia primera se
transfiere y almacena en el biogás.
Tal y como se muestra en la Figura 9, la digestión anaerobia puede dividirse en cuatro
procesos principales: hidrólisis, fermentación, acetogénesis y metanogénesis, durante
el cual algunos microorganismos están activos. Cabe destacar que la velocidad total
del proceso es igual a la reacción más lenta de la cadena.
Carbohidratos
Azúcares
Ácidos carbónicos
Alcoholes
Ácidos grasos
Grasas
Hidrógeno
Dióxido de carbono
Amoniaco
Proteinas
HIDRÓLISIS
Ácido acético
Dióxido de carbono
Hidrógeno
Metano
Dióxido de carbono
Aminoácidos
ACIDOGÉNESIS
ACETOGÉNESIS
METANOGÉNESIS
Figura 9 Pasos principales del proceso de digestión anaerobia
2.3.2 Componentes de una planta de biogás
Una planta de biogás puede parecer muy simple a primera vista ya que su componente
principal es básicamente un gran depósito. Sin embargo, esa impresión inicial puede
ser engañosa. De hecho, es una instalación bastante complicada, compuesta por una
Marzo 2016
32
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distribución muy amplia de componentes principales, tal y como se muestra en el
diagrama de la Figura 11. Su
tamaño,
forma
y
apariencia
general se basan principalmente
en el tipo y cantidad de materia
prima que se utiliza para la
producción de biogás. La Figura
10 muestra una foto aérea de una
planta de biogás. La producción
total de biogás puede dividirse en
Figura 10 Planta de biogás
las siguientes cuatro fases con los equipos correspondientes:
1. Transporte, alimentación, almacenamiento y pretratamiento de la materia
prima;
2. Producción de biogas;
3. Almacenamiento del digestato;
4. Utilización y/o almacenamiento del biogás.
Depósito
colector de
estiércol
Residuo
vegetal
segregado
Tanque
de
alimentación
Almacenamiento de
biogás
Digestor
Unidad de
energía
(biogás)
Tanque regulador
pH del efluente
Drenaje
Clarificador
Electricidad
Gases de
escape
Intercambio
de calor
Balsa de
tratamiento de
efluentes
gaseosos
Sólidos
Prensa de
tornillo
Patio de
secado
Lodos deshidratados
Figura 11 Diagrama de una planta de biogás
En cada uno de estos pasos se utilizan uno o varios grupos de componentes que
pueden ser generalizados como almacenamiento de materia prima, pre-tratamiento,
Marzo 2016
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sistema de alimentación, tuberías, sistemas de calentamiento y mezcla del digestor,
almacenamiento de biogás, antorcha, almacenamiento de digestato y unidades de
control.
2.3.2.1 Almacenamiento de material prima
La materia prima es normalmente almacenada para asegurar la alimentación
constante
de
homogénea
materia
en
el
proceso a pesar de la
variación
estacional
potencial del suministro
de ésta. Lo más común
es el almacenamiento de
la materia prima sólida en
silos o depósitos y de la
líquida en tanques. Los
silos
y
los
suelen
depósitos
tener
una
Figura 13 Silo de almacenamiento de material prima
capacidad de almacenamiento de hasta un año, mientras que los tanques suelen tener
una capacidad de almacenamiento medida en días. Sus dimensiones varían en
función de los intervalos de suministro, tipos de materia prima y de la alimentación
diaria al digestor de ésta. La Figura 12 muestra un silo de almacenamiento de materia
prima.
2.3.2.2 Pretratamiento
El pre-tratamiento se encuentra
detallado en la sección 2.2. Tal
y
como
se
comentó,
normalmente es necesario un
proceso que asegure por un
lado que la materia prima
cumpla
con
los
requisitos
legales europeos y nacionales y
Marzo 2016
Figura 12 Trituradora
34
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por otro que aumente la eficiencia del proceso de producción de biogás al reducir la
duración del proceso completo y que aumente la producción de biogás y metano.
Algunos procesos mecánicos de pre-tratamiento como el corte y el mezclado pueden
formar parte del sistema de almacenamiento y alimentación, mientras que otros tales
como la pasteurización y esterilización pueden estar en instalaciones separadas. En
la Figura 131 se muestra una trituradora. Para más información de los distintos
procesos de pre-tratamiento véase la sección 2.2.
2.3.2.3 Sistema de alimentación
Tras el almacenamiento
y los procesos de pretratamiento, la materia
prima es alimentada en
el digestor done empieza
el proceso de digestión
anaerobia. Las técnicas
de
alimentación
dependen de la materia
prima y de su idoneidad
para el bombeo. Tal y
como
Figura 14 Bomba centrífuga
se
comentó
anteriormente, desde un
punto de vista microbiológico, es preferible un flujo constante de alimentación en el
digestor durante el proceso de producción de biogás, lo cual es difícil de conseguir en
la práctica. Para este caso, normalmente se utiliza una técnica de alimentación
pseudo-constante en la cual la materia prima se introduce en el digestor en varios
intervalos a lo largo del día. Los dos tipos de sistemas de alimentación primaria son
sistemas para el suministro de material prima líquida y sólida.
1
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[Imagen online] Tomada en Abril 12. 2016 de www.flickr.com
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La materia prima líquida es normalmente bombeada mediante bombas centrífugas o
volumétricas. La Figura 1542 muestra una bomba centrífuga. Dependiendo del tipo,
estructura y flujo necesario de la materia prima se utilizarán un tipo u otro de bomba.
En algunos casos, las bombas también pueden cortar la materia prima, lo cual es
normalmente utilizado en aquellos casos en los que los materiales contengan fibras
largas, como por ejemplo la paja.
La alimentación de materia prima (ej., hierba, ensilados de maíz, estiércol con gran
cantidad de paja, etc.) se realiza normalmente
mediante cargadores, transportadores de
tornillo y sistemas similares. El mecanismo de
transporte más usado se muestra en la Figura
15 . Algunas limitaciones pueden afectar a la
elección del sistema de alimentación. Por
ejemplo, los transportadores de tornillo no son
apropiados para materia prima de gran
tamaño, como es el caso de las piedras que
puedan estar mezcladas con ésta. En
Figura 15 Cintas transportadoras de biomasa
cualquier caso la materia prima debería ser triturada hasta una cierta consistencia
para que el sistema de alimentación pueda recogerla y transportarla correctamente
hasta el digestor.
2.3.2.4 Sistema de tuberías
La selección de las tuberías y accesorios adecuados en función de sus materiales y
diseños puede tener un gran impacto en la funcionalidad de la planta de biogás. Los
materiales utilizados varían enormemente dependiendo de la materia prima usada y
pueden abarcar desde el PVC y polímeros similares hasta diferentes metales
incluyendo acero inoxidable. Todos los accesorios utilizados, mecanismos y piezas
de equipos similares deben ser evaluables para el mantenimiento, resistentes a la
materia prima usada y estar protegidas de condiciones climáticas adversas incluyendo
congelación. Los ángulos de las tuberías instaladas también son cruciales y siempre
2
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[Imagen online] Tomada en Abril 12. 2016 de https://wikipedia.com
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deberían estar inclinados al menos un 1-2 por ciento para permitir su completa
evacuación.
2.3.2.5 Digestor (fermentador)
Los
digestores
o
fermentadores son las
piezas centrales de una
planta de biogás. Son
básicamente
unos
contenedores
herméticos en los cuales
tiene lugar el proceso de
digestión anaerobia y la
producción de biogás. El
sistema de alimentación
suministra
Figura 16 Digestor vertical
prima,
la
la
materia
cual
es
utilizada para producir biogás, que junto con el sustrato, son retirados. Todo esto
ocurre de manera constante o casi constante. Los digestores tienen que estar aislados
y calentados; normalmente están hechos de cemento, aluminio o en forma de cubos
como silos y pueden estar en superficie o enterrados. El tamaño de una planta de
biogás depende principalmente del tamaño del digestor y puede variar desde unos
pocos metros cúbicos (utilizados en pequeñas granjas y casas) hasta miles de metros
cúbicos (para grandes plantas de biogás comerciales). El tipo y características del
digestor vienen principalmente definidos por el contenido de materia seca en el
sustrato digerido. Los digestores también pueden ser de una sola etapa o de varias.
Por lo general, más etapas implican una mayor producción de biogás, pero también
suponen un incremento de la inversión inicial en la planta de biogás.
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La mayoría de los digestores hoy día son digestores verticales, tal y como se muestra
en la Figura 16. Normalmente tienen una forma cilíndrica, están hechos de acero u
hormigón armado y la
forma
del
fondo
es
cónica, lo cual facilita el
mezclado
y
la
evacuación. `La parte
superior de este tipo de
digestores puede ser de
hormigón o acero y está
equipada con tuberías
que
transportan
biogás
Figura 17 Digestor horizontal
a
el
un
almacenamiento externo. También puede estar equipada con membranas herméticas
que pueden almacenar el biogás producido. La posibilidad de incluir estas membranas
es una de las mayores ventajas de este tipo de digestores.
Los digestores también pueden ser horizontales. Principalmente son soluciones
prefabricadas que pueden ser fácilmente transportadas e instaladas in situ. Suelen
estar hechos de acero y tienen una capacidad DE entre 50 y 150 metros cúbicos.
Principalmente son utilizados tanto como digestores primarios en instalaciones más
pequeñas como secundarios en plantas de biogás más grandes. Pueden ser
construidos in situ de
cemento,
caso
en
cuyo
tienen
una
capacidad
mucho
mayor. Su ventaja es
la
capacidad
que
tienen para operar en
un modo paralelo que
permite un flujo de
Figure 18 Sistema de mezclado del digestor
alimentación mayor.
Los digestores deben ser calentados para mantener una temperatura estable y
elevada que asegure una producción eficiente de biogás. Las variaciones de
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temperatura deben mantenerse al mínimo, ya que grandes diferencias de temperatura
pueden causar alteraciones y en el peor caso, la interrupción completa del proceso de
digestión anaerobia. Por esta razón, los digestores están aislados y calentados
mediante sistemas de calentamiento externos. Aparte del sistema de calentamiento,
otro componente crucial en la mayoría de los digestores es el sistema de mezclado,
el cual favorece la mezcla natural del sustrato, que ocurre en el momento de suministro
de la materia prima. La circulación natural no suele ser suficiente para asegurar la
calidad del proceso de digestión, por lo que también son utilizados equipos mecánicos,
hidráulicos y neumáticos. El proceso de mezclado normalmente ocurre varias veces
al día.
El proceso de fermentación puede ser clasificado como seco y húmedo. La
fermentación por vía seca viene caracterizada por un sistema estacionario que permite
un control preciso que elimina partes móviles, reduciendo por tanto la necesidad de
sistemas de mantenimiento y los costes de reparación.
Este proceso no necesita agua adicional y en los casos en los que se utilice un circuito
cerrado de líquido, no es necesario un post-tratamiento de agua. También puede
admitir una gran variedad de materia prima y normalmente no requiere que la materia
prima sea pre-tratada.
La fermentación por vía húmeda requiere partes mecánicas móviles y agua adicional
para mantener el proceso. Esta mezcla de líquido implica la eliminación prematura de
la materia prima resultando en una pérdida de energía. La fermentación líquida es
mucho más limitada dependiendo del tipo de materia prima utilizada, si bien tiene una
mayor producción de biogás por tonelada de residuo. La producción normal de biogás
mediante fermentación húmeda está entre 150-190 m3/t, mientras que por vía seca
está entre 50-120 m3/t. Esta última normalmente puede procesar residuos municipales
con un contenido en materia seca del 20-40%, mientras que en el caso de la
fermentación húmeda este porcentaje sólo llega hasta el 20% [18].
La fermentación en una digestión anaerobia puede ser mantenida en dos regímenes
diferentes: mesofílico y termofílico. Tal y como se muestra en la Tabla 7 durante la
fermentación anaerobia en régimen mesófilo, la temperatura se mantiene en un nivel
medio (diferentes autores indican distintas temperaturas, si bien la media es 35-37 °C
[19], prevaleciendo en este caso los microorganismos mesófilos), mientras que en
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condiciones termófilas, la temperatura se mantiene en un nivel mayor (una media de
55-60 °C [19], prevaleciendo los microorganismos termófilos).
Debido a la necesidad de temperaturas superiores durante la fermentación termófila,
la cantidad de energía necesaria para el proceso es mucho mayor que la fermentación
mesófila, pero la ventaja es que permite la eliminación de bacterias patógenas
(destrucción térmica), regulada por legislación Europea, lo cual hace que sea mucho
más beneficiosa utilizarla en el caso de residuos de alimentos que la fermentación
mesófila. La fermentación termófila también ofrece un mayor rendimiento del biogás y
mejora su calidad en comparación con la mesófila.
Tabla 7 Efectos de la higienización anaerobia en patógenos, huevos de parásitos e indicador E.-Coli [17]
Patógenos &
huevos de
parásitos
Salmonella
Shigella
Fermentación
termófila (53-55°C)
Fermentación
mesófila (35-37°C)
Days
Fatality
Days
Fatality
1-2
100
7
100
44
100
1
100
5
100
30
100
9
100
Polivirus
E.-Coli
Huevo de
Esquistosoma
Huevo de
Anquilostoma
Huevo de
Ascaris
Fermentación a
temperatura
ambiente (8-25°C)
Days
Fatality
2
Several
hours
10-1 – 10-2
21
10-4
40 - 60
10-4 - 10-5
100
7
100
7 – 22
100
1
100
10
100
30
90
2
100
36
98.8
100
53
2.3.2.6 Almacenamiento de biogás
El almacenamiento de biogás puede realizarse en una membrana situada en la parte
superior del fermentador o bien en una estructura separada. La segunda opción es la
más utilizada en plantas de biogás grandes. El almacenamiento puede ser de baja,
media-alta y alta presión. Las dimensiones y parámetros del almacenamiento pueden
tener un impacto significativo en la eficiencia y seguridad de la operación de la planta
de biogás. En este sentido, el sistema de almacenamiento ha de ser hermético,
resistente a la presión, radiación UV, temperaturas y condiciones climáticas.
Los sistemas de almacenamiento de biogás de baja presión están construidos como
depósitos de membrana tanto en las estructuras individuales como en la parte superior
de los digestores. Los sistemas de almacenamiento de biogás de media y alta presión
son contenedores de acero presurizados construidos para soportar presiones de 5 a
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250 bares. Normalmente son muy caros y no suelen ser utilizados en plantas de
biogás pequeñas.
Figura 19 Sistema de almacenamiento basado en membranas
2.3.2.7 Otros equipos
Las plantas de biogás constan de otros equipos de seguridad, almacenamiento y
control como antorchas, almacenamiento de digestato y unidades de control. Todos
estos equipos cumples propósitos vitales que aumentan la seguridad y/o eficiencia del
proceso de producción de biogás. En los casos en los que la producción de biogás
excede la capacidad de almacenamiento, éste es quemado en una antorcha para
evitar cualquier riesgo en la planta y en los empleados, así como para reducir el efecto
negativo que su emisión directa al medio ambiente tendría, ya que el dióxido de
carbono, que es producido cuando el metano contenido en el biogás es quemado,
tiene un efecto invernadero mucho menor que el metano. El almacenamiento de
digestato se utiliza para almacenar el digestato que se obtiene del digestor. Para
asegurar un uso adecuado del digestato como fertilizante de alta calidad, el
almacenamiento ha de planificarse de manera que admita la producción de varios
meses. Para reducir el impacto en el medio ambiente, las unidades de
almacenamiento del digestato deberían estar cubiertas con una cubierta hermética de
manera que se reduzca la emisión de gases de efecto invernadero. Otros equipos
normalmente utilizados en plantas de biogás son las estaciones de control y diferentes
unidades cuyo fin es minimizar el impacto en el medio ambiente.
2.3.3 Tratamiento y uso del digestato
El digestato es el segundo producto obtenido del proceso de digestión anaerobia,
aparte del biogás. Su calidad y composición dependen en gran medida de la calidad
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y tipo de material prima utilizada en el proceso. Debido al alto contenido en nutrientes
que presenta, es considerado como un
fertilizante de alta calidad apto para ser
utilizado como estiércol. La utilización
del digestato como fertilizante aporta
numerosos
beneficios
económicos,
ambientales y sociales y allana el
camino hacia la preservación de los
recursos naturales limitados presentes
en los suelos.
Si
Figura 20 Digestato
el
digestato
se
utiliza
como
fertilizante, éste tiene que ser de la mayor calidad posible y sin patógenos,
contaminantes o impurezas. Esta calidad puede asegurarse mediante la utilización de
materia prima sometida a controles previos de calidad. Esto no supone un problema
en plantas de biogás agrícolas que digieren cultivos energéticos, abonos y/o residuos
vegetales. En aquellos casos en los que este residuo venga codigerido de varias
granjas o si el digestato va a ser utilizado en varias granjas, en algunos casos podrá
ser necesaria una inactivación de patógenos. Las grandes plantas centralizadas
requieren medidas estrictas de aseguramiento de la calidad para garantizar las
características y parámetros del digestato.
Dependiendo de su uso final, la calidad y algunos parámetros económicos, el
digestato puede ser directamente aplicado o bien puede ser tratado o procesado
primero. El método de procesado más comúnmente empleado es la separación en
fracciones líquidas y sólidas utilizando centrifugadoras o prensas de tornillo. Este
proceso concentra el contenido en nutrientes reduciendo el volumen de digestato
mediante la reducción del contenido en agua que suele tener. Esto reduce
enormemente los costes de transporte. En los casos en los que la calidad del digestato
no es adecuada para su uso como fertilizante agrícola, éste puede ser utilizado de
otra manera, como por ejemplo como cobertura de vertederos en el caso de digestato
proveniente de residuos sólidos municipales, ser quemado (si es previamente
deshidratado) para obtener energía o bien ser utilizado como materia prima para
propósitos industriales. Estas restricciones y cumplimientos de la calidad están
normalmente regulados por leyes de protección de suelos, fertilizantes o residuos o
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una combinación de éstas. También es posible el procesado de la fracción sólida del
digestato, incluyendo el compostaje, que puede concentrar aún más el contenido en
nutrientes y reducir el contenido en agua, lo cual permite su uso en sectores hortícolas
y de jardinería.
En cualquier caso, el marco nacional legal en relación al uso del digestato ha de ser
tenido en cuanta antes de considerar su utilización en cualquier proceso,
especialmente como fertilizante. Incluso aunque su reutilización como mejorador de
suelo es la forma más adecuada de gestionar el digestato, es necesario seguir una
serie de directrices estrictas. Asimismo, el origen y tipo de materia prima tiene que
tenerse en cuenta, ya que utilizar un fertilizante inapropiado puede causar serios
problemas tanto desde un punto de vista legal como en relación a la calidad del suelo
en el que fue aplicado.
2.3.4 Evaluación económica
Los costes de inversión y operacionales de una planta de biogás dependen
principalmente de sus componentes. La necesidad de pretratamiento de la materia
prima, y en algunos casos de post-tratamiento del digestato, el método de utilización
del biogás, el tipo de materia prima, la transformación de biogás, etc., puede tener una
gran influencia en estas cifras. El coste total de inversión habitual para una planta de
digestión anaerobia de 5.000 t/a de residuos de alimentos, incluyendo los procesos
de pretratamiento, la operación y los costes de mantenimiento, así como los de mano
de obra y seguros es de alrededor de 1.000.000 €. Estos costes para una planta de
digestión anaerobia de 50.000 t/a es de unos 2.125.000 €. Se trata en estos casos de
plantas a gran escala en las que ya es aplicable la economía de escala. Los costes
de inversión de una planta de biogás a pequeña escala que trata 5.000 t/a de residuos
de alimentos que incluyen el proceso de transformación de biogás, la inversión en la
estación de inyección y 1 Km de conductos de conexión, así como los costes de
mantenimiento de dicha estación y de su consumo energético ascienden hasta
1.350.000 €. Los mismos costes para una planta de biogás a gran escala que trata
50.000 t/a ascienden a unos 3.000.000 €. La Figura 21 presenta los porcentajes de
estos costes de inversión en plantas de DA y de transformación de biogás a pequeña
y a gran escala.
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Fichas sobre prácticas actuales de manipulación de biogás/biometano
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Pequeña escala 5,000 t/a - 1.008.927€
Gran escala 50,000 t/a - 2.150.051€
Mano de
Seguros
O&M obra
0,91%
0,30%
4,91%
Mano de
Seguros
Obra
1,20%
1,27%
O&M
15,78%
Pretratamiento
26,82%
Digestión
Anaerobia
48,84%
Pretratamiento
32,91%
Digestión
Anaerobia
67,06%
Pequeña escala 5,000 t/a - 1.327.885€
Estación de Gasoducto
inyección
4,52%
5,28%
Gran escala 50,000 t/a - 2.900.885€
Estación de Gasoducto
2,07%
inyección
2,41%
Electricidad
0,07%
Biogas
upgrading
12,01%
Seguros
0,23%
Mano de
O&M
obra
5,78%
0,69%
Biogas
upgrading
16,16%
Seguros
0,89%
Mano de
obra
0,95%
Digestión
Anaerobia
51,01%
Pretratamiento
20,40%
Electricidad
0,04%
Digestión
Anaerobia
36,08%
O&M
16,89%
Pretratamiento
24,49%
Figura 21 Porcentajes tipo de los costes deinversión en plantas a pequeña y gran escala de Digestión Anaerobia y
transformación de biogás
Las siguientes secciones recogen todos los costes de inversión de una planta de
biogás a excepción los costes de transformación de biogás que están mucho más
detallados en la sección 3.
2.3.4.1 Costes de inversión de una planta de biogás
En la Tabla 8 se muestran los costes de inversión específicos, así como los de
operación y mantenimiento de una planta de digestión anaerobia y de transformación
de biogás. Debido a que el proceso de transformación incluye la presurización del
biogás a más de 4 bares (presión estándar necesaria para la inyección a la red), estos
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costes (de inyección a la red) están incluidos en los de O&M para la transformación
del biogás. No obstante, otros costes específicos para la construcción del gasoducto,
y la estación de inyección también han de tenerse en cuenta para la inyección a la
red. El coste medio de la construcción del gasoducto, incluyendo la preparación a nivel
de suelo, asciende a 120€/m, mientras que el coste medio de la estación de inyección
supone unos 70 000 €. Los costes de la planta de transformación de biogás son
diferentes dependiendo del tamaño de la planta y de las tecnologías de transformación
empleada. El rango presentado en la Tabla 8 es para capacidades de entre Nm3/h
(9500 €/Nm3gas bruto) y 1000 Nm3/h (1700 €/(Nm3/h)gas bruto), mientras que le economía
de escala es insignificante por encima de los 1000 Nm3/h. Algunos costes de inversión
tipo de las tecnologías descritas se presentan en los gráficos de las Figuras 22 y 23.
Costes de inversión específicos[€/t]
Costes de inversión específicos en DA
400
350
300
250
y = 20595x-0,59
200
150
100
50
0
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
Materia prima anual suministrada [t/a]
Figura 21 Costes de inversión específicos de la transformación de biogás.
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Costes de inversión específicos en la transformación de
biogás
Costes de inversión específicos [€/Nm3/h]
6.000
Limpieza con agua
Limpieza con amina
PSA
Membrane
Genosorb
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
Capacidad de biogás bruto [Nm3/h]
Figura 21 Costes de inversión específicos de la transformación de biogás.
Tabla 8 Costes de inversión de y O&M para una planta de digestión anaerobia y de transformación de biogás [22], [23],
[24]
Costes de inversión
Costes O&M
Planta de digestión
anaerobia
90-600 €/(t/a) materia prima suministrada
3,7-24 €/t materia prima suministrada
Planta de
transformación de
biogás
1700-9500 €/(Nm3/h) gas bruto
0,03-0,05 €/Nm3 gas bruto
2.3.4.2 Costes de la digestión anaerobia
Como se ha mencionado anteriormente existen cuatro tipos de sistemas de digestión
anaerobia (sistemas DA), cada uno de los cuales cuenta con sus correspondientes
ventajas y desventajas y condiciones de viabilidad económica. Por lo general, estas
condiciones dependerán de cada caso específico y lo cierto es que existen muy pocos
datos disponibles a este respecto. En este sentido sólo se cuenta con algunos casos
de estudio donde se estimaban estos costes de forma aproximada. Algunos de estos
casos de estudio realizados en países de la UE como Alemania, Dinamarca, Holanda,
Inglaterra y España muestran los costes específicos por tonelada de desecho y m 3 de
biogás producido a partir de fermentaciones húmedas y secas (ver
Marzo 2016
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Coste de capital por tonelada de
desecho [€]
45
0,8
40
0,7
35
0,6
30
0,5
25
Coste de capital por m3 de biogas
[€]
0,4
20
0,3
15
10
0,2
5
0,1
0
0
Figura 22). A la luz de los resultados, es evidente que los costes de las inversiones de
capital por m3 de biogás son más bajos en los casos de fermentación húmeda. No
obstante aunque este supuesto se repite en los nueve casos de estudio, su aplicación
queda limitada a tipos específicos de material prima [18]. En relación a la comparación
de costes entre la fermentación mesofílica y termofílica, la fermentación mesofílica
requiere un volumen de reacción mayor puesto que la duración del proceso es más
larga y con mayores costes de inversión que en los casos de fermentación termofílica.
Sin embargo los costes de operación y mantenimiento son más altos en este último
caso debido a la mayor cantidad de energía que se consume durante el proceso.
Coste de capital por tonelada de
desecho [€]
45
0,8
40
0,7
35
0,6
30
0,5
25
Coste de capital por m3 de biogas
[€]
0,4
20
0,3
15
10
0,2
5
0,1
0
0
Figura 22 Costes de capital de la fermentación húmeda (azul), seca (verde) y seca-filtrada (naranja) [18].
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Costes de inverstión específicos en la fermentación
Costes de inverstión específicos [€/t]
45
Dry Ferm
Dry precolate Ferm
Wet Ferm
40
35
30
25
20
15
10
5
0
1.350
4.263
6.499
7.556
10.405
17.670
22.900
42.530
Materia prima anual suministrada [t/a]
Figura 23 Costes de inversión específicos en una planta de fermentación.
2.3.4.3 Costes adicionales de una planta de digestión anaerobia
En los casos en los que una planta específica se centra en diversos tipos de materia
prima, los costes resultantes son distintos de los de otras plantas convencionales. Un
ejemplo de ello, es el caso de aquellas plantas que utilizan como materia prima los
residuos de alimentos, aceites y grasas naturales, lubricantes y otros residuos
provenientes de la recogida de desechos orgánicos, el cual se presenta en la Tabla 9
a continuación.
Tabla 9. Costes adicionales de plantas de digestión anaerobia con foco en materias primas diversas
Materia prima empleada en la
Costes adicionales de la planta de digestión anaerobia
planta de digestión anaerobia
[% de costes de inversión de una planta convencional)
Residuos alimenticios y residuos
provenientes de cocinas y
restaurantes
Grasas y aceites naturales,
lubricante industrial
Residuos provenientes de la
recogida de residuos orgánicos
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40 %
10 %
250 %
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2.3.4.4 Costes de la materia prima
Los costes de las distintas materias primas que se emplean para la producción de
biogás se muestran en la Tabla 10 a continuación, donde se presentan ambos, valores
máximos y mínimos.
Tabla 10 Costes de las diferentes materias primas empleadas en la producción de biogás [25]
Materia prima
Estiércol líquido de ganado
Estiércol líquido de ganado
Estiércol líquido de ganado porcino
Estiércol sólida de ganado porcino
Estiércol de aves de corral
Estiércol de caballo
Estiércol de ganado bovino
Pulpa de remolacha y patata
Desecho alimenticio
Residuos de almazara
Residuos de explotación lechera
Suero y residuos lácteos
Residuos de matadero
Aguas residuales
Cultivos
Maíz ensilado
Grano
Remolacha azucarera
Pulpa de remolacha azucarera
Coste mínimo
(€cent/kWh)
4,84
3,41
4,51
3,52
3,30
3,52
3,41
4,95
0,22
5,17
3,19
7,81
0,66
0,33
6,16
6,82
3,85
6,82
4,95
Coste Máximo
(€cent/kWh)
5,72
3,52
5,28
3,74
3,41
3,74
3,52
5,28
3,08
5,17
3,52
9,68
3,19
1,54
6,27
6,93
3,96
7,04
5,28
2.3.4.5 Precios del gas natural
Los precios históricos del gas natural han experimentado un dramático cambio durante
los últimos años en el mercado europeo. Los valores más altos se recogieron en Abril
de 2013 cuando el precio alcanzó los 44€/MWh mientras que el precio actual (Mayo
2016) es de 14€/MWh [20]. Aunque los precios del gas natural siguen siendo muy
cambiantes (las oscilaciones son frecuentes incluso a lo largo de una misma jornada),
los datos estadísticos que se presentan en la Figura 24 y la Figura 25 muestran que
el precio medio anual para los sectores industriales y domésticos en los países de la
UE-28 y EA se ha incrementado ligeramente desde 2008 [21]. A continuación, la
Figura 26 y la Figura 27 presentan los precios del gas natural, incluyendo el precio
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base, el impuesto sobre el valor añadido y otros impuestos, para todos los estados
miembros de la EU28 y EA desde 2015.
Precios históricos de gas natural en el consumo doméstico €/kWh
0,09
0,08
0,07
0,06
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0,00
2008 2008 2009 2009 2010 2010 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2015 2015
s1
s2
s1
s2
s1
s2
s1
s2
s1
s2
s1
s2
s1
s2
s1
s2
EU-28 0,054 0,062 0,058 0,053 0,052 0,057 0,056 0,065 0,063 0,070 0,065 0,071 0,067 0,072 0,066 0,071
EA
0,061 0,070 0,067 0,058 0,057 0,063 0,062 0,071 0,069 0,078 0,073 0,079 0,073 0,079 0,071 0,076
Figura 24 Promedio del precio histórico de gas natural en el consumo doméstico UE-28 y EA [21]
Precios históricos de gas natural en el consumo industrial €/kWh
0,09
0,08
0,07
0,06
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0,00
2008 2008 2009 2009 2010 2010 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2015 2015
s1
s2
s1
s2
s1
s2
s1
s2
s1
s2
s1
s2
s1
s2
s1
s2
EU-28 0,034 0,039 0,036 0,030 0,031 0,033 0,034 0,036 0,037 0,038 0,041 0,040 0,040 0,037 0,037 0,034
EA
0,036 0,042 0,038 0,032 0,033 0,034 0,036 0,037 0,039 0,039 0,043 0,041 0,041 0,038 0,038 0,035
Figura 25 Promedio del precio histórico de gas natural en el consumo industrial en UE-28 y EA [21].
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Precios del gas natural para consumo doméstico (2015) €/kWh
0,120
0,100
0,080
0,060
0,040
0,000
Moldova
Romania
Turkey
Hungary
Estonia
Bulgaria
Serbia
Lithuania
Croatia
Luxembourg
Latvia
Slovakia
Poland
Bosnia and…
Czech Republic
Slovenia
Belgium
United Kingdom
Germany
EU-28
Austria
Ireland
France
Greece
Euro area
Denmark
Netherlands
Italy
Liechtenstein
Spain
Portugal
Sweden
0,020
Sin impuestos
Without
taxes
Otrostaxes
imp.
Other
IVA
VAT
Figura 26 Precios del gas natural para consumo doméstico en 2015 [21].
Precios del gas natural para consumo industrial (2015) €/kWh
0,120
0,100
0,080
0,060
0,040
0,000
Lithuania
Turkey
Bulgaria
Estonia
Moldova
FYROM
Belgium
Romania
Czech Republic
Latvia
Netherlands
Spain
Italy
Hungary
Poland
EU-28
Denmark
Slovakia
Euro area
Croatia
United Kingdom
Greece
Serbia
France
Ireland
Luxembourg
Germany
Austria
Portugal
Slovenia
Sweden
Finland
Bosnia and…
Liechtenstein
0,020
Without
taxes
Sin impuestos
Other
Otros taxes
imp.
Figura 27 Precios del gas natural para consumo industrial en 2015 [21].
Marzo 2016
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Usos del Biogás
El Biogás puede ser procesado para su uso o también puede aprovecharse
directamente sin necesidad de ningún procesado previo. En este último caso pueden
destacarse tres formas de uso fundamentales. La más común es la de su combustión
directa para calefacción. La segunda opción es la de la utilización de unidades de
cogeneración para la producción, en paralelo, de calor y electricidad. La tercera y
última opción es la de la transformación del biogás en biometano, cuyas
características son tan similares a las de las del propio gas natural que hace posible
su uso tanto como combustible para el transporte o como directamente inyectado en
la red nacional de gas. El presente documento cubre en esta sección los primeros dos
usos, mientras que la transformación del biogás se contempla en la sección nº 3.
2.4.1 Utilización del biogás para calefacción
La forma de utilización del biogás menos costosa y sencilla es la permite su uso directo
en calderas de calefacción. Esta es una práctica muy extendida en explotaciones
agrícolas de pequeña escala donde el biogás se emplea para el calentamiento de
determinados procesos como el secado, la calefacción de espacios y la preparación
de agua caliente.
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2.4.2 Cogeneración
Producción separada de
calor y electricidad
Producción combinada de
calor y electricidad CHP
Pérdidas
24
Combustible
para la
producción
de calor
Ahorro de
energía
Calor
útil
Calor
útil
Combustible
para la
producción
combinada de
electricidad
Pérdidas
Combustible
para la
producción
de
electricidad
24
Pérdidas
Potencia
útil
Potencia
útil
Figura 28 Comparación de la producción de calor y energía de forma separada y combinada
Producción separada de calor y energía
Producción combinada de calor y energía
CHP
Combustible para
100
producción de calor
Combustible para la
producción de
electricidad
pérdidas 24
Calor útil 76
calor útil 76
117
65
Ahorro de energía
35
Pérdidas 74
Pérdidas 33
Energía útil 43
Energía útil 43
117
Combustible para la
producción
combinada de calor
y energía
Figura 29 Comparación de la producción de calor y energía de forma separada y combinada
El proceso de la cogeneración da lugar a dos formas distintas de energía, electricidad
y calor, partiendo de una única fuente (en este caso biogás) como se muestra en la
Figura 28. Para hacer posible este proceso, el biogás debe ser tratado y secado
previamente. Aparte del metano y el dióxido de carbono, el biogás contiene también
agua, nitrógeno, oxigeno, sulfato de hidrógeno y amoníaco, entre otras. La
concentración de estos elementos depende del sustrato que haya sido usado en el
proceso. Puesto que estos pueden ser nocivos para el medio ambiente o el equipo en
el que van a ser procesados, algunos de estos elementos deben ser retirados. Por
Marzo 2016
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ejemplo, una alta cantidad de agua puede corroer las tuberías u otros equipamientos
que deban ser utilizados, por lo que las partículas de agua deben ser eliminadas del
biogás para lo que se emplean diversos procesos tales como el enfriamiento, la
presurización, la adsorción o la absorción.
El sulfuro es un elemento potencialmente muy nocivo tanto para el equipamiento como
para el medio ambiente y por tanto, también debe ser eliminado. Esto es posible
mediante los procesos de precipitación, adsorción con carbono activo y tratamiento
biológico.
Por último, las partículas pueden ocasionar fallos mecánicos en los equipamientos y
deben ser eliminadas, lo que se lleva a cabo mediante filtración.
Existen otras tecnologías y técnicas que pueden emplearse también en función de la
calidad de la materia prima, el tamaño de la planta… etc. Diversas tecnologías pueden
emplearse para la producción de electricidad tales como los motores de combustión
interna de gas, las turbinas u otras tecnologías. En estos casos el calor de los gases
de escape se recupera usando intercambiadores de calor y su uso es muy similar al
que se la da al biogás para calefacción.
Marzo 2016
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3 Transformación del biogás
Marzo 2016
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La transformación de biogás implica la eliminación de CO2 y otras trazas de biogás
en bruto a fin de obtener combustible con un mayor valor energético. El biogás
producido mediante procesos de digestión anaerobia y en vertederos se compone
fundamentalmente de metano (CH4) y dióxido de carbono (CO2). Igualmente contiene
una pequeña cantidad de otros contaminantes tales como sulfuro de hidrógeno,
nitrógeno, agua, oxígeno, amonio y siloxanos. La composición química del biogás
generado en plantas de digestión anaerobia y vertederos, así como otras propiedades
típicas del mismo, se resumen y comparan con las del gas natural en la Tabla 11 que
se muestra a continuación.
Tabla 11 Propiedades y composición del biogás y gas natural [26]
Gases de
Biogás
Gas
vertedero
de DA
natural
MJ/mN3
16
23
39
CH4
% (mol)
30–40
60–70
85–92
Hidrocarburos
pesados
% (mol)
0
0
9
H2
% (mol)
0–3
0
-
Parámetro
Unidades
Valor calorífico
inferior
CO2
H2O
% (mol)
15–40
30–40
0.2–1.5
% (mol)
1–5
1–5
–
N2
O2
% (mol)
15
0.2
0.3
% (mol)
1
0
–
H2S
ppm
0–100
0–4000
1.1–5.9
NH3
Total Cl
Marzo 2016
ppm
5
100
-
mg/ mN3
5
100
-
56
Impacto por el uso de biogás
Valor calorífico decreciente,
propiedades detonantes de los
motores, corrosión
Corrosión, daños a consecuencia
de la condensación y el hielo
Valor calorífico decreciente,
propiedades detonantes de los
motores
Corrosión
Corrosión, veneno de los
convertidores catalíticos,
emisiones y salud
Emisiones, propiedades
detonantes de los motores,
corrosión
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Los valores caloríficos del biogás dependen directamente de su composición química.
El CO2 es un gas inerte en
términos de combustión y
en
consecuencia
hace
decrecer el valor calorífico
del biogás [27]. Con el
proceso
de
transformación,
la
concentración de metano
Figura 30 Capacidad de transformación de biogás las plantas europeas en
el periodo 1987–2011 en relación con el biogás bruto (Copyright:
Fraunhofer IWES, 2012). [29]
en biogás se incrementa
hasta
un
84-99%,
porcentaje que varía en
función de la tecnología utilizada durante el proceso. El biogás con tal concentración
de CH4 se conoce como biometano. Esta circunstancia influye directamente en su
valor calorífico que se ve incrementado en consecuencia. La utilización de biometano
ofrece diversas ventajas sobre el uso directo de biogás en bruto en plantas de
producción combinada de calor y energía (CHPs). A diferencia del biogás, el
biometano puede ser utilizado como combustible para vehículos o inyectado en la red
de gas natural. Este uso del biometano presenta ventajas como el desacoplamiento
local de la producción y uso, menor dependencia de la producción y uso, incremento
de la eficiencia general el uso del gas, etc. [29].
Hoy en día, la transformación de biogás es especialmente popular en Europa donde
la capacidad de transformación ha tenido un crecimiento exponencial durante la última
década. La capacidad de transformación de las plantas europeas en el período 19872011 en relación con el biogás bruto se muestra en la Figura 27 [29].
3.1.1.1 Eficiencia energética
El proceso de transformación es, por regla general, un proceso muy intensivo en
consumo de energía. La principal fuente de energía de la tecnología empleada en este
proceso es la electricidad, debido sobre todo al uso de compresores o bombas. Por
tanto, la tecnología empleada para la transformación tiene un impacto directo sobre la
Marzo 2016
57
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demanda de energía [29]. La eficiencia energética de cierta tecnología se define por
la siguiente ecuación [27]:
𝜂=
Energíagas_transformado
Energíagas_bruto + Energíatransformación
3.1.1.2 Evaluación económica
El coste total de la transformación de biogás incluye tanto los costes de inversión,
como los costes de la planta de operaciones y los de mantenimiento del equipo.
La selección de la tecnología adecuada debe tener muy en cuenta las condiciones
específicas del emplazamiento de la planta y debe ser sensible a las circunstancias
específicas del caso en concreto.
Aparte de lo anterior, los distintos usos que se le den a dicha tecnología determinarán
requisitos y condiciones distintas, por lo que es necesario ser cuidadoso a la hora de
seleccionar la tecnología apropiada (que no tiene por qué ser siempre la más barata).
El uso de una tecnología que no reúna las condiciones necesarias puede dar lugar a
que el biometano producido sea nocivo y presente finalmente unos costes mucho
mayores de lo previsto. La tecnología elegida debe ser capaz de producir un
biometano de calidad y eficiencia aceptables en relación a sus costes de inversión, de
operación y mantenimiento.
Marzo 2016
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Métodos de transformación
Las tecnologías usadas en este proceso eliminan las impurezas del biogás y lo
transforman en biometano, el cual puede ser usado como combustible para vehículos
o inyectado en la red de gas natural, como se ha mencionado anteriormente. En los
últimos años se han desarrollado un diverso número de tecnologías para la
transformación y limpieza del biogás.
La investigación que se lleva a cabo de forma continuada en este campo persigue la
mejora de su eficiencia en términos generales así como la reducción de la inversión y
los costes de operación y mantenimiento [28].
Los principales métodos empleados son are absorción, adsorción, separación por membranas y transformación
criogénica (
Figura 31) [29].
Adsorción
Absorción
Permeabilización
Adsorción por
cambio de presión
Absorción física
(disolventes inorg.)
Ej. Limpieza agua
Separación por
membranas con
alta presión
Absorción
(disolventes org.)
Separación por
membranas con
baja presión
Transformación
criogénica
Absorción química
(disolventes inorg.)
Ej. Cloruro potásico
Absorción química
(disolventes org.)
Ej. Aminas
Marzo 2016
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Figura 31 Tecnologías usadas en la transformación del biogás para la eliminación CO2; las líneas discontinuas indican
métodos combinados (Copyright: Fraunhofer IWES, 2012). [29]
Las tecnologías cuyo uso comercial está más extendido son: depuración de agua,
separación criogénica, absorción física (usando solventes orgánicos), absorción
química (usando solventes orgánicos), adsorción por cambio de presión y tecnología
de membranas [29]. La caracterización de estas tecnologías, así como las ventajas y
desventajas de su uso se presentan en la Tabla 12.
La situación en el mercado de la transformación del biogás ha evolucionado muy
rápidamente durante los últimos años, desde estar completamente dominada por
Adsorción por cambio de presión (PSA) y depuración con agua a una situación más
equilibrada gracias a la diversidad de las tecnologías disponibles. [28]
Tabla 12 Ventajas y desventajas de las diferentes tecnologías de transformación [5], [30]
Caracterización
Metodo
Depuración
con agua
Basado en el principio de
separación usando un absorbente
(limpieza con agua a alta presión)
Principales ventajas
Alta eficiencia (>97% CH4)
Alta inversión
Fácil de operar
Capacidad ajustable cambiando
la presión o temperatura
Posibilita la regeneración
Operación costosa
Poca flexibilidad en la
variación del gas
Obstrucciones a
consecuencia de la
proliferación de bacterias
Posibilidad de formación de
espuma
Tolerante a las impurezas
Bajas pérdidas de CH4 (<2%)
Absorción
física
mediante
solventes
orgánicos
Basado en el principio de
separación mediante el uso de un
absorbente (depuración con
polietilenglicol seguido de
regeneración)
Marzo 2016
Principales desventajas
Eliminación simultánea de H2S,
cuando H2S < 300 cm3m3
Alta eficiencia (>97% CH4)
Energía más favorable que el
agua
Posibilita la regeneración
Bajas pérdidas de CH4
Tolerante a las impurezas
Eliminación simultánea de H2S,
NH3, HCN and H2O
Alta eficiencia (>99%CH4)
60
Alta inversión
Dificultad en la operación.
Regeneración incompleta
cuando se produce
redisolución/aspiración
(requiere ebullición)
Operación costosa
Inversión muy costosa
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Caracterización
Metodo
Absorción
química
mediante
solventes
orgánicos
Adsorción por
cambio de
presión
Tecnología
de
membranas
Basado en el principio de
separación usando depuración
química con aminas como
monoetanol (MEA) o dietanol
(DEA) a una presión ligeramente
elevada.
Basado en el principio de
adsorción en las cavidades del
tamiz molecular, carbono activado,
gel de sílice, alúmina y zeolite. Es
un proceso cíclico en lotes donde
la adsorción se lleva a cabo a una
presión relativamente alta (en
torno a 800kPa) y desorción
(regenaricón) a baja presión.
Basado en el principio de las
propiedades de permeabilidad
selectiva de las membranas (gas–
separación de gas or gas–
absorción líquida)
Principales ventajas
Operación poco costosa
La regeneración es posible
Requiere más CO2 disuelto por
unidad de volumen (comparado
con el agua)
Principales desventajas
Se requiere calor para la
regeneración
Corrosión
Posibilidad de formación de
espuma
Bajas pérdidas de CH4 (<0.1%)
Precipitación de las sales
Alta eficiencia (95–98% CH4)
Inversión costosa
Bajo consumo de energía: alta
presión pero con regeneración
Utilizable también en casos de
capacidad limitada
Tolerante a las impurezas
Gas/eficiencia del gas (>96%
CH4 después de tan sólo una
fase de separación)
Construcción simple
Operación simple
Inversión y operación poco
costosas
Se puede obtener CO2 puro
Separación
criogénica
Basado en los diferentes ratios
temperatura/presión de la
licuefacción de CH4, CO2 y otras
impurezas, mediante el
enfriamiento y compresión del
biogás.
Eficiencia 90–98% CH4
CO2 y CH4 de gran pureza
Bajo coste de la energía extra
para conseguir biometano
líquido (LBM)
Operación costosa
Proceso extenso, requiere
control
Pérdidas de CH4
Malfuncionamiento de las
válvulas
Baja selectividad de las
membranas:requiere
equilibrio entre la pureza del
CH4 y la cantidad de biogás
transformado
Gran complejidad y
multiplicidad de fases del
proceso para alcanzar
niveles altos de pureza
(sistema modular)
Inversión y operación
costosa
Cabe la posibilidad de que el
CO2 y el CH4 permanezcan
unidos y no se separen en el
proceso
3.2.1 Adsorción por cambio de presión (PSA)
El método de adsorción por cambio de presión es una tecnología de transformación
de biogás por adsorción. Durante la adsorción, los componentes de gas (adsorbato)
están retenidos en la superficie de los sólidos (absorbentes), y retenidos por el tamaño
del tamiz molecular [30]. A diferencia de otras tecnologías, la tecnología PSA no
depende de la disponibilidad de fuentes de frío o calor, y la transformación de biogás
puede realizarse en cualquier lugar del mundo. [32]
El proceso de adsorción es un proceso exotérmico espontáneo y la carga de los gases
en el adsorbente depende específicamente de las propiedades del material empleado
(superficie y composición, tamaño de poros, etc…) [32]. Además del CO2, otras
moléculas tales como H2S, NH3 y H2O pueden ser co-adsorbidas, pero en la práctica
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H2O y H2S son eliminados antes de la inyección del biogás [29]. La adsorción se
produce a una elevada presión (4-10 bar) en los depósitos presurizados [32].
Figura 32 Esquema del proceso de adsorción por cambio de presión (basado en: Fraunhofer IWES, 2012).
Después de la desulfuración, refrigeración, retiro del agua y compresión, el biogás
entra en los depósitos (columnas) donde entra en contacto con un adsorbente que
retiene solamente el CO2, mientras la mayor parte de CH4 pasa sin adsorción
(solamente una pequeña parte de metano que también es adsorbida) [32], [34]. El
adsorbente es un poro sólido, normalmente con una superficie alta. En los procesos
comerciales, se utilizan los siguientes adsorbentes: tamiz molecular de carbono
activado, zeolitas, o carbono [32]. El CH4 purificado se recoge en la parte alta de los
depósitos con una ligera caída de presión. Cuando el material del depósito se satura,
el biogás se lleva a un nuevo depósito. Normalmente cuatro depósitos están
conectados entre sí para asegurar una operación continua y reducir la demanda
energética para la compresión de gas. La Figura 32 representa un esquema de PSA.
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Una vez que el adsorbente está saturado, tiene que regenerarse. La regeneración
ocurre a baja presión puesto que la carga de CO2 baja con la presión. La regeneración
a bajo presión se consigue mediante una despresurización gradual. El primer paso
consiste en conectar el depósito con uno ya regenerado, lo cual ocurre con la
reducción de la presión. A continuación la presión es reducida casi hasta presión
atmosférica. El gas que se escapa en este paso es reciclado en la entrada y contiene
una gran cantidad de metano. El vaciado del depósito con una bomba aspiradora es
el último paso de despresurización. [33] El principio de regeneración para dos
materiales diferentes se muestra sobre una isoterma de CO2 genérico en la Figura 30
[32].
La Figura 30 muestra la isoterma de CO2 para dos materiales distintos. El material 2
tiene una capacidad de CO2 (qCO2) más elevada que el material 1 en el rango de
presión completo. Sin embargo, para la diferencia de presión Pfeed-Preg, la diferencia
de carga entre qfeed y qreg es más elevada para el material 1, lo cual indica que la
capacidad cíclica de este material será mejor. [32] En la Table 13 se muestran una
serie de características técnicas de tecnologías PSA.
Table 13 Características técnicas de tecnologías PSA
Adsorción
por cambio
de presión
Refs.
CH4
(vol %)
Pérdida
de CH4
(%)
Impurezas
mayores
(%)
Extracción
O2/N2
CO2
separado (%)
Fuente**
[36]
95-98
-
CO2 (1-4)
Posible
-
Planta
[37]
97.5
3.5
-
Posible
-
-
[38]
-
2.0-12
-
Posible
-
Planta
Figura 33 Isotermas CO2 genérico para dos
diferentes materiales (1) y (2) indicando presión
parcial de CO2 y regeneración (baja) de presión.
[32]
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Bin2Grid
[40]
98
9
-
Posible
-
Cálculo
[41]
83-99
2.0-4
-
Posible
-
Empresa
[42]
95-99
2
-
-
Planta +
Ref.
bibliográfica
[46]
>96
2.0-5
-
Posible
-
-
Posible
[58]
>96
<25
-
CO2
(75.89)+CH4
(24.11)
Laboratorio
[59]
>90
<10
-
CO2 ( >93)
Laboratorio
Posible
Posible
3.2.2 Eficiencia energética de la adsorción por cambio de presión
La Tabla 14 a continuación muestra el consumo energético de la tecnología de
adsorción por cambio de presión.
Tabla 14 Consumo energético de la adsorción por cambio de presión
Adsorción
por cambio
de presión
Refs.
Consumo
energético
(electricidad)
Eficiencia
(%)
Rango de
eficiencia
(%)
Media
(%)
Fuente
[37]
915 MJ/ton. CO2
92.1
84.8-93.6
89.2
-
[38]
0.3-1.0 kW h/N m3
gas limpio
84.8-90.4
-
-
Planta
[41]
0.23 kW h/N m3 gas
bruto
93.2
-
-
Empresa
[42]
0.46 kW h/N m3 gas
limpio
93.6
-
-
Planta + Ref.
bibliografica
[46]
< 0.3 kW h/N m3 gas
bruto
91.8
-
-
-
[64]
0.25 kW h/N m3 gas
bruto
93
-
-
-
* Supuesto: 1 kWh de electricidad equivale a 4 kWh de calor.
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Costes específicos
de transformación
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Capacidad de transformación de biogás crudo
Figura 34 Costes específicos de la transformación de biogás para tecnologías PSA (Basado en: Fraunhofer IWES,
2012).
La Figura 34 muestra evolución de coste para mejora de biogás en un rango de
capacidad de 350–2800mn3/h con tecnología PSA. Los cálculos se basan en [29]:

Demanda eléctrica específica de 0.17kWhel/mn3 (biogás bruto con 65% de CH4),
0.18kWhel/mn3 (biogás bruto con 55% de CH4), ambos valores relativos al
biogás.

Tasa de recuperación de metano de 98.5%

Presiones de gas producido de 2 bares

Se ha considerado desulfuración de precisión
La Tabla 15 a continuación muestra las inversiones de capital (CAPEX) y el coste de
operación y mantenimiento (O&M) de la tecnologías de adsorción por cambio de
presión.
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Tabla 15 Coste de capital (CAPX) y coste de operación y mantenimiento (O&M) de adsorción por cambio de presión
Refs.
CAPX
O&M
CAPX
EUR/kW h
O&M Euro
cent/kW h
[40]
139 m3/h: 0.68
mEUR
139 m3/h: 0.187
mEUR
139 m3/h:
831
139 m3/h:
2.63
Cálculo
100 m3/h: 10.4
kEUR/(m3/h)
100 m3/h: 12.8
EUR/(m3/h)
100 m3/h:
100 m3/h:
Planta + Ref.
250 m3/h: 5.4
kEUR/(m3/h)
250 m3/h: 10.1
EUR/(m3/h)
1,061,250
m3/h:
1.31250
m3/h:
500 m3/h: 3.7
kEUR/(m3/h)**
500 m3/h: 9.2
EUR/(m3/h)**
551,500
m3/h: 377**
1.05500
m3/h: 0.92**
[42]
Adsorción
por cambio
de presión
500 m3/h: 2.9
kEUR/(m3/h)
4,931,000
m3/h:
-
600 m3/h: 2.3
kEUR/(m3/h)
-
3,402,000
m3/h: 255
2000 m3/h: 1.5
kEUR/(m3/h)
[64]
Bibliográficas
Proveedor
500 m3/h:
1000 m3/h: 2
kEUR/(m3/h)
[39]
Fuente
600 m3/h: 6.7 EUR
cent/m3
600 m3/h:
394
600 m3/h:
6.70
3.2.3 Depuración con agua
La depuración con agua es un método de adsorción de biogás que usa solamente
agua como solvente. Este método funciona con el principio de que la solubilidad del
CH4 en agua es mucho más baja que la solubilidad del CO 2. En un proceso de
depuración con agua, el agua absorbe el CO2 y H2S en paralelo [36], y por ello no se
requiere desulfuración. Sin embargo, dado que el H2S es tóxico y puede crear
problemas de corrosión, se separa del biogás.
Biomethane
Gas drying sistem
Off-gas
Gas
cooler Pump
Off-gas treatment
Scrubber
Gas
Compressor cooler
Gas
Compressor cooler
Biogas
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Dehydrator
Dehydrator
Condensate
Condensate
Flash
tank
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Air supply
Water supply
Wastewater
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Figura 35 Esquema del proceso de depuración con agua (Basado sobre: Fraunhofer IWES, 2012).
Tabla 16 Características técnicas de la tecnología de depuración con agua
Depuración
con agua
Depuración
con agua +
regeneración
Refs.
CH4
(vol %)
Pérdida
de CH4
(%)
Impurezas
mayores (%)
Extracción
de O2/N2
[36]
96-99
-
CO2 (0.5-3), O2+N2
(0.5-1)
No
NA
Datos de la planta
[38]
96-98
>2
O2 (0-0.7)
No
NA
Planta y proveedor
[36]
93-98
-
CO2 (2-5), O2+N2 (02.5)
No
-
Planta
[38]
97
>2
-
No
-
Planta y proveedor
[37]
98
1
-
No
-
Communicación
[43]
Up to
98
1
CO2 (0.5-1.5)
No
CO2 (80-90)
Cálculo y proveedor
[40]
98
6
-
No
-
Cálculo
[42]
95-99
2
-
No
-
Planta+ ref.
bibliográfica
[41]
96-98
1.0-2
-
No
-
Empresa
[44]
97-98
-
CO2 (2-3)
No
-
-
CO2 separado
(%)
Fuente**
Después de la desulfuración y la separación condensada, el biogás pasa por dos fases
de compresión en las que la presión aumenta aproximadamente hasta 4–8 bares [38],
[40], [60], hasta parcialmente también hasta 10 bares [32]. Después de cada fase de
compresión, el biogás se enfría y en este momento la recuperación de calor también
es posible. Tanto las temperaturas bajas como las altas presiones aumentan la tasa
de adsorción. El biogás comprimido es conducido hasta la parte baja de la columna
de adsorción y el agua recorre la columna de arriba hacia abajo. El agua y el biogás
se mezclan en una columna de relleno para mejorar la adsorción mediante incremento
de la superficie entre el gas y el líquido [34]. En la parte alta de la columna, el gas se
satura con el agua y tiene que pasar por el secado de la adsorción.
El agua
enriquecida en CO2 es conducida hasta un tanque de vapor donde la presión se
reduce y gran parte del dióxido de carbono se libera. Cuando existe disponibilidad de
agua purificada, el proceso puede utilizar agua fresca en todo momento. El método de
depuración por agua está esquematizado en la Figura 35.
La obtención de concentración de CH4 en biometano mediante la depuración por agua
depende de la concentración de gases como N2 u O2 (gases no condensados). Las
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fugas de CH4 se encuentran normalmente entre el 3% y 5%, principalmente debido a
la adsorción de CH4 en el agua. La Tabla 16 recoge las características técnicas de la
tecnología de depuración con agua.
3.2.3.1 Eficiencia energética de la depuración con agua
La Tabla 17 a continuación muestra el consumo energético de esta tecnología.
Tabla 17 Consumo energético de depuración con agua
Consumo Energético
(electricidad)
Eficiencia
(%)
Rango de
eficiencia
(%)
Media
(%)
[38]
0.45-0.9 kW h/N m3
gas limpio
88.9-92.8
88.9-92.8
90.9
Planta y
proveedor
[38]
0.45 kW h/N m3 gas
limpio
92.8
92.7-96.0
94.4
Planta y
proveedor
[37]
770 MJ/3ton CO2
95.1
-
-
Comunicación
personal
[39]
0.2-0.32 kW h/N m3
gas bruto
93.9-95.7
-
-
Cálculo y
proveedor
[42]
0.46 kW h/N m3 gas
limpio
92.7
-
-
Planta + ref.
bibliográfica
93.7-95.6
-
-
Empresa
96.0
-
-
-
Refs.
Depuración
con agua
Depuración
con agua +
regeneración
0.25-0.3 kW h/N m3
gas bruto;
[41]
Fuente
0.3-0.5 gas limpio
0.23 kW h/N m3 gas
bruto
[64]
*Supuesto: 1 kWh de electricidad equivale a 4 kWh de calor.
3.2.3.2 Análisis económico de la depuración con agua
La Figura 33 muestra la evolución de los costes de gas bruto con capacidad de mejora
de 300–1400mn3/h con una tecnología de depuración con agua. Los cálculos se basan
en [29]:

Demanda
eléctrica
transformación
de
específica
desde
0.22kWhel/mn3
(capacidad
de
1400mn3/h)
hasta
0.25kWhel/mn3
(capacidad
de
transformación de 300mn3/h), ambos relativos a biogás bruto independiente de
concentraciones de CH4 en los flujos de biogás primario.

Tasa de recuperación de metano de 99.0%

Presiones del gas producido de 5 bares
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
Temperatura ambiente media de 108°C

Se estiman los consumos de agua de 1m3/día para corta capacidad y 3m3/dia
para gran capacidad de mejora

Costes de 5€ por m3 de agua, incluyendo vertido de agua. La desulfuración no
Costes específicos
de transformación
se considera.

Capacidad de transformación de biogás crudo
Figura 36 Costes específicos de transformación de biogas con depuración con agua (basado en: Fraunhofer IWES,
2012).
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Tabla 18 Coste de capital (CAPX) y coste de operación y mantenimiento (O&M) de la depuración con agua
Depuración
con agua
Refs.
CAPX
O&M
CAPX
EUR/kW h
O&M Euro
cent/kW h
Fuente
[36]
660 m3/h: 2.5
mEUR
-
660 m3/h:
644
-
Datos Planta
[38]
250 m3/h: 0.9-1.1
mEUR*
-
250 m3/h:
585-731
-
Planta y
proveedor
[36]
200 m3/h: 0.9
mEUR
-
200 m3/h:
731
-
Datos de
planta
100 m3/h: 0.5
mEUR
100 m3/h: 48.4
kEUR/yr
100–200
m3/h:
100-200
m3/h:
m3/h:
200
0.7
mEUR
m3/h:
200
80.6
kEUR/yr
702-896
0.47-0.53
[38]
2000 m3/h: 2.6
mEUR
2000 m3/h: 0.4
mEUR/yr
2000 m3/h:
219
2000 m3/h:
0.37
Planta
[40]
144 m3/h: 0.3
mEUR
144 m3/h: 50.0
kEUR/yr
144 m3/h:
313
144 m3/h:
0.68
Cálculo
100 m3/h: 10.1
kEUR/(m3/h)
100 m3/h: 14
EUR/(m3/h)
100 m3/h:
m3/h:
250
5.5
kEUR/(m3/h)
m3/h:
250
10.3
EUR/(m3/h)
1,030,250
m3/h:
500 m3/h: 3.5
kEUR/(m3/h)**
500 m3/h: 9.1
EUR/(m3/h)**
[38]
Depuración
con agua +
regeneración
[42]
100 m3/h: 5.1
kEUR/(m3/h)
[39]
1.44250
m3/h:
1.06500
m3/h:
0.94**
Planta + Ref.
bibliográficas
867,500
m3/h:
500 m3/h: 2.5
kEUR/(m3/h)
-
1000 m3/h: 1.8
kEUR/(m3/h)
600 m3/h: 2.0
kEUR/(m3/h)
100 m3/h:
100 m3/h:
4,251,000
m3/h:
-
Proveedor
3,062,000
m3/h: 255
2000 m3/h: 1.5
kEUR/(m3/h)
[64]
561,500
m3/h: 357
Planta y
proveedor
600 m3/h: 6.1
EUR cent/m3
600 m3/h:
343
600 m3/h:
6.1
3.2.4 Absorción física por disolvente orgánico
La absorción física por disolvente orgánico sigue el mismo principio que la depuración
con agua. La diferencia entre ambas tecnologías está en los solventes. En este
disolvente, como en el agua, el dióxido de carbono y el hidrógeno sulfito son más
solubles que el metano [29]. Reemplazando el agua con un disolvente orgánico tal
como metanol, o eter dimetílico de polietilenglicol, la tasa de absorción de CO2
Marzo 2016
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aumenta. En consecuencia del aumento de absorción del CO2, los ratios de
circulación de absorción líquida disminuyen. Por esta razón el sistema de
transformación puede ser más compacto y parte del trabajo de bombeo puede ser
evitado [32].
Tabla 19 Características técnicas de la tecnología de absorción física
Refs.
CH4
Pérdida
Impurezas
Eliminación
CO2
(vol %)
de CH4
mayores (%)
O2/N2
separado
(%)
Adsorción
física
Fuente**
(%)
[36]
95-98
-
CO2 (2-5)
No
-
Planta
[37]
97
4
-
No
-
-
[41]
93-97
<2
-
No
-
Planta
[46]
99
2.0-4
-
No
-
-
[42]
95-99
4
-
No
-
Planta + ref.
bibliográficas
[38]
-
8.0-13
-
No
-
Planta
La preparación del biogás para la columna de absorción es la misma que para la
depuración con agua. Después de la desulfuración y separación condensada, el
biogás se comprime hasta 4-8 bares [64]. Dado que la reacción en la absorción es
selectiva, casi todo el dióxido de carbono y muy poco metano escapan. Las
características técnicas de la tecnología de absorción física se muestran en la Tabla
19. Después de la absorción en la columna, el biometano es comprimido y secado.
Figura 37. Esquema del proceso de absorción física (usando solventes orgánicos) (Basado en: Fraunhofer IWES,
2012).
Marzo 2016
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La Tabla 20 a continuación muestra el consumo energético de la tecnología de
absorción física.
Tabla 20 Consumo energético de la absorción física
Refs.
Consumo Energético
(electricidad)
Eficiencia
(%)
Rango de
eficiencia
(%)
Media (%)
Fuente
[37]
1069 MJ/ton CO2
91.0
90.0-95.5
92.8
-
94.6-95.5*
-
-
Planta
90.0-91.5
-
-
0.2-0.3 kW h/N m3 y
Absorción
[41]
0.2 kW h/N m3 (calor) gas
bruto
física
[42]
Planta +
0.49-0.67 kW h/N m3 gas
limpio
Ref.
bibliográfica
*Supuesto: 1 kWh de electricidad equivale a 4 kWh de calor.
El solvente saturado se expande parcialmente en una columna de vapor. El gas
absorbido recircula y para reducir las pérdidas de metano en el sistema se pueden
utilizar también dos columnas de vapor [29]. En la columna de desorción, la
regeneración del solvente se produce por calentamiento a temperatura de 40-50°C
y extrayendo aire en la columna de desorción [5]. El calor necesario para la
regeneración de solvente puede provenir de un intercambiador de calor o por
tratamiento de gas. El método de absorción física se muestra en la Figura 37.
3.2.4.1 Análisis económico de la absorción física
La Figura 38 muestra los costes específicos para una capacidad de transformación de
biogás bruto en un rango de 250–2800mn3/h con una tecnología de absorción física.
Los cálculos se basan en [29]:

Demanda eléctrica específica de 0.23kWhel/mn3 (capacidad de mejora de 500–
2800mn3/h) y 0.27kWhel/mn3 (250mn3/h capacidad de mejora), ambos
relacionados con biogás bruto y libre de concentraciones de CH4 en el flujo de
biogás bruto.

Tasa de recuperación de metano de 98.5%

Presiones del gas producido de 6.5 bares

El calor para la desorción se obtiene via recuperación del calor (sin necesidad
de una Fuente externa de calor)
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La Tabla 21 muestra el coste de capital (CAPEX) y el coste de operación y
mantenimiento (O&M) de la tecnología de absorción física.
Tabla 21 Coste de capital (CAPX) y coste de operación y de mantenimiento (O&M) de la absorción física
Refs.
[42]
CAPX
O&M Euro
EUR/kW h
cent/kW h
EUR/(m3/h)
100 m3/h: 969
100 m3/h: 1.42
250 m3/h: 5
250 m3/h: 10.2
250 m3/h: 510
250 m3/h: 1.05
Planta + Ref.
kEUR/(m3/h)
EUR/(m3/h)
500 m3/h:
500 m3/h:
bibliográfica
500 m3/h: 3.5
500 m3/h: 9
357**
0.92**
CAPX
O&M
100 m3/h: 9.5
100 m3/h: 13.8
kEUR/(m3/h)
3
kEUR/(m /h)**
Absorción
física
EUR/(m3/h)**
250 m3/h: 4.4
250 m3/h: 748
kEUR/(m3/h)
[39]
Fuente
1000 m3/h:
1000 m3/h: 2.2
-
kEUR/(m3/h)
374
-
Proveedor
2000 m3/h:
2000 m3/h: 1.5
255
kEUR/(m3/h)
3.2.5 Absorción química con disolventes orgánicos
La absorción química con disolventes orgánicos (comúnmente llamado “tratamiento
de gas con aminas”) es un proceso que utiliza soluciones acuosas de
varias aminas para eliminar el H2S y CO2 de los gases [65]. Los absorbentes más
comúnmente
usados
son
etanolamina
(MEA),
dietanolamina
(DEA)
y
metyldietanolamina (MDEA) [63]. Dado que el disolvente químico reacciona solamente
con el CO2, no se producen pérdidas de CH4. Este método se suele utilizar en procesos
de transformación de gases con baja concentración de CO2. Las características
técnicas de la tecnología de absorción química se muestran en la Tabla 22.
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Costes específicos
de transformación
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Capacidad de transformación de biogás crudo
Figura 38 Costes específicos de transformación de biogás con absorción física por disolvente orgánico basado en
precios indicativos y valores garantizados. (Basado en: Fraunhofer IWES, 2012).
Tabla 22 Características técnicas de la tecnología de absorción física
Refs.
Absorción
CH4
(vol %)
Pérdida
de CH4
(%)
Impurezas
Extracción
CO2 separado
mayores (%)
de O2/N2
(%)
Fuente**
[38]
-
8.0-10
-
No
-
Planta
[37]
99
<1
-
No
-
-
[40]
98
10
-
No
-
Cálculo
<0.1
-
No
-
Proveedor
-
[41]
química
97.599.5
[42]
>99
<0.1
-
No
[47]
97-99
4.0-5
CO2 (0-1)
No
CO2 (92-93)+CH4
(5-6)
Planta + Ref.
bibliográficas
Cálculo
A diferencia de una absorción física pura, en la absorción química no hay columna de
vapor. El producto químico de absorción cargado se regenera en la columna de
desorción que se calienta a una temperatura de entre 106 a 160°C (dependiendo de
la solución utilizada) [29]. El disolvente se calienta con vapor que tiene un impacto
negativo sobre el consumo energético. El gas producido, que está saturado con
humedad por la absorción, tiene que ser secado por el proceso de adsorción. [34]
Marzo 2016
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Figura 39 Esquema del proceso de absorción química (usando disolventes orgánicos) (Basado en: Fraunhofer IWES,
2012).
3.2.5.1 Eficiencia energética de la absorción química
La Tabla 23 muestra el consumo energético de la absorción química.
Tabla 23 Consumo energético de la absorción química
Rango de
Consumo Energético
Eficiencia
(Electricidad)
(%)
[38]
0.3 kW h/N m3 gas limpio
88.5
88.5-97.7
93.1
Planta
[37]
433 MJ/ton CO2
97.6
-
-
-
96.7-97.7*
-
-
Proveedor
91.7*
-
-
Cálculo
97.7*
-
-
-
97.3
-
-
Planta + Ref.
bibliográficas
93-96
-
-
-
Refs.
eficiencia
(%)
Media
(%)
Fuente
0.1-0.15 kW h/N m3 y 0.5[41]
0.75
kW h/N m3 (calor) gas
Absorción
química
[47]
bruto
0.058 MJ/N m3 y 5.89
[31]
[42]
MJ/N m3 (calor) gas limpio
0.12 kW h/N m3 y 0.44
kW h/N m3 (calor) gas
[64]
limpio
*Supuesto: 1 kWh de electricidad equivale a 4 kWh de calor.
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3.2.5.2 Análisis económico de la absorción química
La Figura 40 muestra los costes específicos de la mejora de gas bruto en el rango de
capacidades de 250–2000mn3/h con una tecnología de absorción química. Los
cálculos se basan en [29]:

Demanda específica de electricidad de 0.09kWhel/mn3 (65% CH4 en flujo bruto
de biogás) y 0.11kWhel/mn3 (55% CH4 en flujo bruto de biogás), ambos valores
relacionados con biogás bruto

Demanda de calor específica de 0.45kWhth/mn3 (65% CH4 en flujo de biogás
bruto) y 0.58kWhth/mn3 (55% CH4 en flujo de biogás bruto), ambos valores
relacionados con biogás bruto
Tasas de recuperación de metano del 99.9%

Presiones del gas producido de 1.15 bares

Se ha considerado desulfuración de precisión
Costes específicos
de transformación

Capacidad de transformación de biogás crudo
Figura 40 Costes específicos de transformación de biogas con absorción química basados en precios indicativos y
valores garantizados según [42] (basado en: Fraunhofer IWES, 2012).
La tabla 24 muestra el coste de capital (CAPX) y el coste de operación y
mantenimiento (O&M) de la absorción química.
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Tabla 24 Coste de capital (CAPX) y coste de operación y mantenimiento (O&M) de la absorción química
Refs.
CAPX
O&M
[40]
137 m3/h: 0.353 mEUR
137 m3/h: 0.1345 mEUR
100 m3/h: 9.5
100 m3/h: 14.4
kEUR/(m3/h)
EUR/(m3/h)
250 m3/h: 5 kEUR/(m3/h)
250 m3/h: 12 EUR/(m3/h)
500 m3/h: 3.5
500 m3/h: 11.2
kEUR/(m3/h)**
EUR/(m3/h)**
[42]
Absorción
500 m3/h: 3.3
química
kEUR/(m /h)
137 m3/h: 438
137 m3/h: 1.92
100 m3/h:
100 m3/h:
969,250 m3/h:
1.48250 m3/h:
Planta + Ref.
510,500 m3/h:
1.24500 m3/h:
bibliográficas
357**
1.15**
m3/h:
Fuente
Cálculo
-
Proveedor
4,081,800
m3/h: 264
kEUR/(m3/h)
3
cent/kW h
-
kEUR/(m3/h)
600 m3/h: 2.2
EUR/kW h
5,611,000
1000 m3/h: 2.4
1800 m3/h: 1.6
[64]
O&M Euro
500 m3/h:
kEUR/(m3/h)
[39]
CAPX
600 m3/h: 6.5 EUR
cent/m3
600 m3/h: 377
600 m3/h: 6.50
3.2.6 Separación criogénica
La separación criogénica se basa el efecto de los diferentes puntos de ebullición /
sublimación de los diferentes gases, para la separación de dióxido de carbono y
metano [29]. El biogás en bruto se enfría a una temperatura de condensación o
sublimación de CO2, que es, para la
misma
presión,
temperatura
de
mayor
que
la
condensación
o
sublimación de metano.
Después del cambio de fase el CO2
puede ser separado como un líquido o un
sólido, mientras que CH4 permanece en
fase gas. La temperatura de sublimación
/ condensación depende de la presión
parcial que depende aún más del
contenido de metano en el biogás. El
Figura 41 Diagrama de fases de presión – temperatura de
dióxido de carbono [48]
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diagrama de fases de presión-temperatura del dióxido de carbono se muestra en la
Figura 38.
Excepto el CO2, otros componentes del gas también pueden ser separados en un
proceso criogénico. Con el fin de eliminar diferentes gases del biogás, el enfriamiento
se lleva a cabo en varios pasos. El primer paso es el enfriamiento de biogás a la
temperatura de 6 °C, ya que a esta temperatura, el H2S y siloxanos pueden ser
(parcialmente) eliminados por adsorción catalítica. Después el biogás se comprime
hasta 18 - 25 bares. El biogás comprimido se enfría a una temperatura de -25 °C, en
la que se seca el gas y los siloxanos restantes también se pueden condensar. El paso
final es el enfriamiento del biogás en el rango de temperatura de -50 °C - (- 58 °C).
Este nivel de temperatura provoca la licuefacción del CO2, que se retira a continuación
del sistema [70]. Las características técnicas de la tecnología de transformación
criogénica se muestran en la Tabla 25.
Tabla 25 Características técnicas de la tecnología de transformación criogénica
CH4
Pérdida de
Impurezas
Eliminación
CO2 separado
(vol %)
CH4 (%)
mayores (%)
O2/N2
(%)
[36]
>97
-
CO2 ( <3)
Posible
-
Cálculo
[37]
98
0.65
-
Posible
-
Cálculo
[40]
91*
1
CO2 ( <1), N2 (8)
Posible
[41]
98
<0.5
-
Posible
-
Cálculo
[45]
>99
-
-
Posible
-
Cálculo
Refs.
Transformación
criogénica
Fuente**
CO2 (98)+CH4
Cálculo
(0.6)
3.2.6.1 Eficiencia energética de la transformación criogénica
El consumo energético de la mejora criogénica se muestra en la Tabla 26
Tabla 26 Consumo energético de la transformación criogénica
Refs.
[37]
Rango de
Consumo energético
Eficiencia
(electricidad)
(%)
1275 MJ/ton CO2
93.1
84.9-96.7
90.8
Cálculo
95.5-96.7
-
-
Cálculo
eficiencia
(%)
Media
(%)
Fuente
Transformación
criogénica
Marzo 2016
[41]
0.2-0.28 kW h/N m3 de gas
bruto
78
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Refs.
[45]
[63]
[27]
Consumo energético
Eficiencia
(electricidad)
(%)
0.8-1.54 kW h/N m3 de gas
limpio
0.45-1.05 kW h/N m3 de
gas bruto
0.35 kW h/N m3 de gas
bruto
Rango de
eficiencia
Media
(%)
(%)
Fuente
86.4-92.5
-
-
Cálculo
84.9-92.9
-
-
Cálculo
93.0
-
-
-
*Supuesto: 1 kWh de electricidad equivale a 4 kWh de calor
3.2.6.2 Análisis económico de la transformación criogénica
La Tabla 27 muestra el coste de capital (CAPX) y el coste de operación y
mantenimiento (O&M) de la transformación criogénica.
Tabla 27 Coste de capital (CAPX) y coste de operación y mantenimiento (O&M) de la transformación criogénica
Refs.
CAPX
O&M
CAPX EUR/kW
h
O&M Euro
cent/kW h
Fuente
[40]
161 m3/h: 0.9 mEUR
161 m3/h: 0.4
mEUR
161 m3/h: 960
161 m3/h: 4.80
Cálculo
[27]
600 m3/h: 2.3
kEUR/(m3/h)
600 m3/h: 7.1
EUR cent/m3
600 m3/h: 394
600 m3/h: 7.1
Transformación
criogénica
3.2.7 Separación por membranas
La tecnología de membranas es un método de separación que se basa en el hecho
de que diferentes moléculas de diferentes tamaños tienen diferente permeabilidad a
través de una membrana de polímeros [71]. Antes de ser conducido a la membrana,
el biogás es comprimido y secado. La mejora del biogás se consigue porque el CO 2 y
el H2S pasan a través de la membrana hacia el lado del permeado, mientras que el
CH4 se retiene en el lado de entrada. Los sistemas de membranas constan de tres
flujos diferentes: alimentación (biogás en bruto), permeado (gas rico en CO 2) y
retenido (gas rico en CH4) [72]. Para transformar el biogás, el CO2 y el H2S pasan a
través de la membrana hacia el lado del permeado, mientras que el CH4 se retiene en
el lado de entrada. Alcanzar una alta pureza de CH4 implica así mismo grandes
pérdidas de CH4, ya que algunas moléculas de CH4 también pueden pasar a través
de la membrana. Para alcanzar una alta pureza de CH4, se requieren diversos pasos
Marzo 2016
79
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[34]. El método de separación de membrana se muestra esquemáticamente en la
Figura 42.
Figura 42 Esquema de proceso de un sistema de separación por membranas en dos etapas para la transformación de
biogás (Basado en: Fraunhofer IWES, 2012).
Los polímeros que se utilizan como material para las membranas son poliamidas
aromáticas y acetato de celulosa, que tienen una alta permeabilidad al CO 2, H2O, NH3
y H2S en comparación con al CH4 [70]. Las características técnicas de la tecnología
de membranas se muestran en la Tabla 28.
Tabla 28 Características técnicas de la tecnología de membranas
Refs.
Tecnología
de
membranas
Marzo 2016
CH4
(vol %)
Pérdida
de CH4
(%)
Impurezas
Eliminación de
mayores (%)
O2/N2
CO2
separado
Fuente**
(%)
[37]
85
13.5
-
Posible
-
-
[40]
78
10.5
-
Posible
-
Cálculo
[60]
91-98
1.0-15
CO2 (2-9)
Posible
-
Simulación
[41]
90-98
2
-
Posible
-
Empresa
[42]
95-99
0.5-20
-
Posible
-
80
Planta +
Ref.bibliográficas
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3.2.7.1 Eficiencia energética de la tecnología de membranas
La Tabla 29 muestra el consume energético de la tecnología de membranas.
Tabla 29 Consumo energético de la tecnología de membranas
Refs.
[37]
[62]
Tecnología de
[41]
membranas
[42]
[27]
Rango de
Consumo energético
Eficiencia
(electricidad)
(%)
1264 MJ/ton CO2
82.4
82.4-98
90.2
-
88.8-89.8
-
-
Simulación
95
-
-
Empresa
86.5-87.9
-
-
98
-
-
0.15-0.22 kW h/N m3 de
gas bruto
0.18 kW h/N m3 de gas
bruto
0.25-0.43 kW h/N m3 de
gas limpio
0.21 kW h/N m3 de gas
bruto
eficiencia
(%)
Media
(%)
Fuente
Planta + Ref.
bibliográficas
-
* Supuesto: 1 kWh de electricidad equivale a 4 kWh de calor.
Costes específicos
de transformación
3.2.7.2 Análisis económico de la tecnología de membranas
Capacidad de transformación de biogás crudo
Figura 43 Costes específicos de transformación de biogas de un sistema de separación por membranas en base a las
indicaciones de precios y valores de garantía según [64] (Basado en: Fraunhofer IWES, 2012).
Marzo 2016
81
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La Figura 43 muestra los costes específicos de transformación de biogás mediante
una tecnología de separación por membranas para un rango de capacidad de
transformación de gas bruto de 250-750mn3 /h. Los cálculos se basan en [29]:

demanda de electricidad de 0.35kWhel/mn3 (65% CH4 en el flujo de biogás
bruto) y 0.40kWhel/mn3 (55% CH4 en el flujo de biogás bruto), ambos valores
relacionados al bio-metano (97% de concentración de CH4)

ratio de recuperación de metano del 95.0%

presión del gas producido de 7 bares

se ha considerado desulfuración de precisión
La Tabla 30 a continuación muestra el coste de capital (CAPX) y el coste de operación
y mantenimiento (O&M) de la tecnología de membranas.
Tabla 30 Coste de capital (CAPX) y coste de operación y mantenimiento (O&M) de la tecnología de membranas
CAPX
O&M Euro
EUR/kW h
cent/kW h
130 m3/h: 0.1 mEUR
130 m3/h: 305
130 m3/h: 1.23
1000 m3/h: 1.3-2.4
1000 m3/h: 0.05-0.07
1000 m3/h:
1000 m3/h:
mEUR*
EUR/m3**
289-527
0.79-1.19
100 m3/h: 7.3-7.6
100 m3/h: 10.8-15.8
kEUR/(m3/h)
EUR/(m3/h)
100 m3/h:
250 m3/h: 4.7-4.9
250 m3/h: 7.7-11.6
760,250 m3/h:
kEUR/(m3/h)
EUR/(m3/h)
Refs.
CAPX
O&M
[40]
130 m3/h: 0.233 mEUR
[60]
[42]
3
Tecnología de
membranas
3
500 m /h: 3.5-3.7
500 m /h: 6.5-10.1
kEUR/(m3/h)**
EUR/(m3/h)**
100 m3/h: 6
-
kEUR/(m3/h)
100 m3/h: 1.11
1.63250 m3/h:
0.79-1.19500
Planta + Ref.
bibliográficas
m3/h: 0.671.05**
m3/h:
-
Proveedor
510,700-1400
m3/h: 340
kEUR/(m3/h)
Marzo 2016
Simulación
1,020,300
300 m3/h: 6
700-1400 m3/h: 2
[27]
367**
Cálculo
100 m3/h:
kEUR/(m3/h)
[39]
490,500 m3/h:
Fuente
600 m3/h: 1.8
600 m3/h: 5.5 EUR
kEUR/(m3/h)
cent/m3
82
600 m3/h: 309
600 m3/h: 5.50
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3.2.8 Formación de hidratos
Gas de hidratos ha sido aplicado en la separación de mezclas de gases,
concretamente para eliminar el CO2 de gas natural contaminado. La tecnología se
basa en la diferencias en la formación de hidratos de diferentes especies, ya que el
CH4 y el CO2 forman hidratos en condiciones termodinámicas muy diferentes.
El biogás crudo se comprime en un compresor de dos etapas y se introduce en el
intercambiador de calor donde se enfría a la temperatura para la formación de los
hidratos deseado. En otros intercambiadores de calor, el agua también se enfría a la
temperatura para la formación de los hidratos deseados. La cantidad de agua
necesaria para la formación de hidratos se define con una relación estequiométrica de
gas / agua de 1: 5,75. Durante el proceso de formación de hidratos en la mezcla de
biogas, sólo se forma el hidrato de CO2, capturando así el CO2 en la estructura de
hidrato y provocando de esta forma el enriquecimiento de la fase gaseosa en CH 4
[54].
3.2.9 Método biológico para la transformación del biogás
Los resultados muestran que a través de la acción quimio-autotrófica metanogénica
(Methanobacterium thermoautotrophicum) se puede aumentar la concentración de
biogás del 60% al 96%, reduciendo el H2 y H2S a concentraciones prácticamente
indetectables. El organismo funciona de manera óptima a temperaturas de 65-70 °C
y requiere de forma específica de H2S, por lo que de esta forma se eliminan ambos
componentes. El biogás bruto con 50 - 60% de CH4, 30 - 40% de CO2 y 1-2% de H2S
se mezcla con H2 y se introduce en fibras huecas rellenas de organismos. El método
biológico para la mejora del biogás puede eliminar eficazmente el CO 2 y H2S,
consiguiendo aumentar el CH4 aproximadamente al doble la masa original [57].
La técnica de enriquecimiento de metano in situ se realiza mediante el bombeo de los
lodos del digestor a través de una columna de desorción de CO2 y su posterior vuelta
al digestor. La desorción de CO2 se consigue mediante la aireación de los lodos, en
base a la mayor solubilidad del CO2 en comparación con CH4, ya que a un pH de 7,0
y una temperatura de 35 °C, por ejemplo, el CO2 es 20 veces más soluble que el CH4
[56]. De acuerdo a los resultados obtenidos, usando gas N2 puro para la desorción, la
tecnología es capaz de generar CH4 en una pureza de 95% y 87% en el laboratorio y
a escala piloto [45], [46]. Sin embargo, las pérdidas de CH4 son altas según las
Marzo 2016
83
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pruebas a escala piloto, del orden del de 2-8% [48] y la concentración de CO2 en los
gases de salida es muy baja.
Marzo 2016
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4 Utilización del biometano
Marzo 2016
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El biometano es un combustible flexible y fácilmente almacenable que se puede
utilizar para todas aquellas aplicaciones en que se utilice gas natural sin la necesidad
de cambiar las configuraciones de equipos diseñados para utilizar el gas natural.
Inyectándolo en la red de gas natural existente, el biometano se utiliza en áreas de
gran consumo de energía, donde la densidad de población es adecuada. Incluso si se
compara con otras alternativas de energía renovable, el biometano tiene ventajas
claras, ya que puede ser producido cuando es necesario y puede ser fácilmente
almacenado [28]. El biogás puede ser utilizado en el mismo lugar donde se produce,
en unidades de generación de energía y calor (CHP) o en calderas o mejorarlo a
biometano para su utilización como combustible en vehículos, para la sustitución de
gas natural en los hogares o para la generación de energía. (Figure 44)
Caldera
Planta de biogás
Biometano
CH4 >97%
Red de gas
Central eléctrica
Gas ecológico
Biocombustible
Figure 44 Utilización del biometano
Países como Alemania, Países Bajos y Suecia ya tienen experiencia en la integración
de esta tecnología respetuosa con el medio ambiente en sus sistemas energéticos.
Hoy en día, existen más de 300 plantas de biometano en funcionamiento en Europa.
A finales de 2014 (31/12/2014) había 367 plantas de digestión anaerobia produciendo
biometano en Europa, con una capacidad total de mejora de 310.000 mN3 de biogás
bruto [78]. Alemania tiene, con mucho, el mayor número de plantas de mejoramiento
de gas y de inyección, así como la capacidad de producción de biometano más alta
Marzo 2016
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de Europa [29]. En 2007 el gobierno de Alemania estableció objetivos para la inyección
de biometano en 2020 y 2030:

6 000 000 mn³ de inyección anual en 2020 (= 60 TWh/a)

10 000 000 mn³ de inyección anual en 2030 (= 100 TWh/a) [76]
200
Número de plantas
180
178
160
140
120
100
80
60
40
20
59
37
24
21
14
9
8
6
5
3
2
1
0
Figura 45 Número de plantas de inyección en varios países europeos [78]
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Beneficios del biometano
El biometano ofrece muchas ventajas. A continuación se muestran algunas de ellas:
Mínima intervención
en la naturaleza
Seguridad en el suministro de energía
Beneficios del biometano
Uso más eficiente del gas
Sostenibilidad
Beneficios socioeconómicos
Figure 46 Beneficios del biometano

Uso más eficiente del gas
Cuando se utiliza el biogás en el lugar de producción con una demanda insuficiente
de calor local usualmente solo se consigue aprovechar el 30- 35% de la energía de
los gases. En los casos en los que se mejora el biogás y se transporta a través de la
red de gas natural para su uso en plantas de eficientes de cogeneración (CHP) o
incluso en calderas domésticas eficientes y modernas, se podría conseguir
aprovechar más del 90% de la energía [80] Mediante la inyección de la biometano en
la red de gas, los productores de biogás tienen acceso a un mercado mucho mayor
que si el biogás se vende y se utilizan a nivel local.

Mínima intervención en la naturaleza
La producción de biometano no tiene efectos nocivos para la naturaleza y los
ecosistemas locales. Las plantas de biogás requieren una intervención mínima en la
naturaleza en comparación a la minería del carbón, la extracción de petróleo y gas
natural, o incluso algunas fuentes renovables de energía.
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
Seguridad en el suministro de energía
Cuando se inyecta en la red de gas natural, el biometano puede desplazar el uso de
combustibles fósiles, de forma proporcional a su producción, y por lo tanto, mejorar la
seguridad del suministro energético. Por otra parte, inyectándolo en la red de gas se
mejora la seguridad del aprovisionamiento. Este es un factor importante, ya que la
dependencia del gas natural importado está aumentando y sólo 2/3 del consumo de
gas en Europa está cubierta por el gas de la UE. La Figura 47 muestra la producción
de gas natural y el consumo en varios países europeos [84].
Figura 47 Estadísticas sobre gas natural en algunos países europeos [84]

Sostenibilidad
El biometano es un combustible renovable y puede contribuir eficazmente dentro de
las estrategias de cambio climático orientadas a reducir las emisiones de gases de
efecto invernadero.

Beneficios socio-económicos
La producción y utilización de biometano proporciona una serie de beneficios
económicos y sociales. Algunos de los beneficios son: la reducción de los residuos, la
explotación de fuentes de energía renovables, ingresos adicionales y la contribución
a los objetivos energéticos y medioambientales de la UE y a la creación de nuevos
puestos de trabajo.
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Inyección en la red de gas natural
Las redes red de gas natural ofrecen una infraestructura de almacenamiento y
distribución potencialmente ilimitado para el biometano. Una vez que se inyecta en la
red de gas de gas natural, se convierte en un sustituto directo de gas natural. Dado
que el biometano y el gas natural tienen una calidad de gas similar (Figura 48), la
mezcla de biometano con gas natural es posible en casi todas las proporciones, por
lo que en ocasiones se refieren al él como sustituto verde del gas natural.
BIOGAS
GAS NATURAL
BIOMETANO
Biometano
similar al
Gas natural
en calidad
gas
Figura 48 Compuestos químicos y proporción aprox. en biogás, gas natural y biometano
Antes de la inyección en la red de gas natural el biometano es odorizado, medido en
volumen y se controla su composición. Las etapas de preparación para su inyección
en la red de gas se muestran en la
Figura 49.
Odorización
Monitorización
de calidad del
gas
Legislación
Medición
RED DE
GAS
Figura 49. Preparación del biometano para la red de gas

Odorización
Debido a que el gas natural (y también el biometano) tienen poco o ningún olor, todo
el gas que entra en el sistema debe ser inyectado con sustancias olorosas de manera
que las fugas pueden ser detectadas y reportadas. De esta forma igualmente el biogás
tiene que ser odorizado antes de la inyección en la red de gas [79]. La velocidad de
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dosificación del compuesto aromático (80% mercaptano y 20% de sulfuro de dimetilo)
es generalmente de 6 mg / m3, ± 2 mg / m3 [80]

Monitorización de la calidad del gas
Esto es necesario para medir el contenido de energía del gas, y demostrar que el
biometano es compatible con los requisitos de calidad del gas [80]. Uno de los
parámetros más importantes de calidad del gas es el número de Wobbe, que indica la
relación de valor de calentamiento y la raíz cuadrada de la densidad relativa. Durante
el seguimiento, diversos analizadores supervisan continuamente las características
del biometano. Si las tasas son consistentes con las especificaciones del distribuidor,
se inyecta en la red [80]. Cualquier gas (incluyendo biometano) transportado a través
de la red de tuberías de gas natural debe cumplir con los estándares de calidad
establecidos por el propietario de la red de tuberías de gas natural. Los requisitos
específicos para la inyección de biometano en las redes de gas natural en algunos
países europeos se muestran en la Table 31.

Legislación
La legislación pemite que el biometano siempre sea una prioridad en la red de
distribución de gas natural cuando la válvula de inyección está abierta.

Medición
Para asegurar un reembolso adecuado al productor de biogas, deben medirse las
cantidades de biometano que entran al sistema. Esto incluye la medida de los valores
volumétricos y caloríficos [79]. La medición debe tener un error máximo entre el ±1 %
de la medida de volumen y entre ±1.1 % de la medida de energía [80]
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4.2.1.1 Table 31 Requisitos específicos para la inyección de biometano en redes de gas natural en algunos países europeos
[83]
Países Bajos
Propiedades físicas
Unidad
Francia
República
Checa
Austria
Suiza
Suecia1
Alemania
Red de distribución
20062
38.5 – 46.1 (H)
Poder calorífico
superior
MJ/m3
Índice de Wobbe
MJ/m3
Azufre (en total)
mg/m3
30
Azufre unido
inorgánicamente
(H2S)
mg/m3
Oxígeno (redes de gas
seco)
CO2 (redes de gas
seco, max)
39.6 –
20093
2009
34,5-36,0
34,5-36,0
43.46-44.41
38.5 – 46.0
38.5-47.2
47.7– 56.5
47.9-56.5
43,9 - 47,3
30
10
30
23
5 (H2S + COS)
7
5
5
10
5
5
5
Mol-%
0.01
(1000ppmV)
0.5
0.5
0.5
1
3
0.5
0,5 (40 bar) 0,0005
(73 bar)
Mol-%
2.5
5
2.0
6
3
6
34.2 – 37.7 (L)
49.1 – 56.5 (H)
43.2 – 46.8 (L)
43
30.2-47.2
31.6 – 38.7
Red de transporte
37.8-46.8 (L)
43.46-
46.1-56.5 (H)
44.41
43.4644.41
45
30
30
10 mg/ kg4
6
< 10,3
<8
[1] Norma sueca para el uso de biogás como combustible para vehículos, SS 155438 9
[2] Este conjunto de requisitos es parte del código técnico para la conexión de la red de distribución de biogás desde 2006 10
[3] Estas condiciones son adicionales y preliminaries para el operador de red desde November 2008, y están publicadas en “Feasibility study green gas, P. Jansen and R. van den Boogaard, march
2009, publicado en la página web de Senter Novem
[4] DIN 51624 para uso como combustible para vehículo solamente
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El biometano como combustible para el transporte
Aparte de su utilización para la producción de electricidad y calor, el biometano se
puede utilizar también en el sector del transporte. El biometano y el gas natural son
complementarios entre sí, el biometano puede server de combustible renovable para
los vehículos de gas natural. En Europa, el biometano es cada vez más utilizado como
combustible para el transporte y uno de los ejemplos de buenas prácticas es Alemania,
donde en 2014 más del 36% de todas las estaciones de carga de gas natural
comprimido (GNC) ofreció biometano, puro o como una mezcla con el gas natural [98].
Este crecimiento se estimula con la Directiva de Biocombustibles de la Comisión
Europea y sus medidas para mejorar la calidad del aire local, y la necesidad de una
limpieza combustibles para el transporte en las zonas urbanas [89].
Los vehículos de gas natural usan gas natural comprimido (GNC) o gas natural licuado
(GNL) (Figura 21.). En todo el mundo, había 22,7 millones de vehículos de gas natural
en 2015, encabezados por China con 4,44 millones de, Irán, con 4 millones, Pakistán,
con 3,70 millones de Argentina con 2,48 millones, India con 1,80 millones y Brasil con
1,78 millones [90].
Figura 50 Estación de servicio de GNC (Austria)
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En Europa, Italia tiene el mayor número de vehículos de gas natural (880 000). Los
números de vehículos ligeros, autobuses y camiones para cada país de la UE se
muestran en la Tabla 32.
Tabla 32 Vehículos de gas natural en Europa en 10.2014. [91]
Vehículos
ligeros
Autobuses
Camiones
Austria
8 100
167
54
Bélgica
1 015
3
15
Bulgaria
61 000
280
40
Croacia
219
78
3
Chipre
0
0
0
6 650
512
81
Dinamarca
61
26
17
Estonia
300
30
10
Finlandia
1 600
45
20
Francia
10 050
2 400
1 100
Alemania
95 708
1 735
176
Grecia
280
618
102
Hungría
5 000
86
32
Irlanda
3
0
0
880 000
2 300
3 000
Letonia
29
0
0
Lituania
80
300
0
Luxemburgo
230
39
1
0
0
0
Holanda
6 498
686
386
Polonia
3 050
400
50
Portugal
46
354
86
Rumania
0
20
0
Eslovaquia
1 100
261
65
Eslovenia
29
24
5
España
905
1 609
1 322
Suecia
43 795
755
2 163
20
37
621
1 125 768
12 745
9 349
Países
República Checa
Italia
Malta
Reino Unido
Total
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4.3.1 Gas Biometano Comprimido (GBC)
El gas natural o biometano, se usa en vehículos comprimido a menos del 1% del
volumen a presión atmosférica (a 200 bares) [92] El biometano se puede dispensar
como gas de biometano comprimido, ya sea por:

Su uso directo en una estación de distribución (Figura 51)
En los casos en que el punto de consumo está relativamente cerca del punto de
producción (por ejemplo, menos de 1,5 km), el biometano sería distribuido a través de
las tuberías de biogás (enterrados o sobre el suelo). Para distancias cortas sobre
propiedades privadas donde no se requieren servidumbres, este suele ser el método
más rentable. [87]

La compresión del gas en los tanques de almacenamiento desde los que
son llevados por carretera hasta una estación de dispensación (Figura 51)
BIOMETANO
COMPRESIÓN
GASODUCTOS
COMPRESIÓN
TANQUES DE
ALMACENAMIENTO
ESTACIÓN DE RECARGA
TANQUE DE
ALMACENAMIENTO
ESTACIÓN DE RECARGA
VEHÍCULO DE GNC Figura 51 Transporte de GBC VEHÍCULO
DE GNC
[95]
En los lugares donde la distribución de biometano a través de gasoductos o de la red
de gas natural es poco práctica o prohibitivamente cara, se puede distribuir mediante
tanques de almacenamiento. En la estación de dispensación, el tanque de
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combustible del vehículo se llena directamente a partir de los tanques de
almacenamiento [85], [93].
4.3.2 La inyección en la red
La presión de servicio en las redes de distribución es por lo general inferior a 4 bares
[94], por lo que no se necesita ninguna compresión adicional después del
procesamiento del gas. Sin embargo, como ya se ha mencionado, el biometano tiene
que ser comprimido a 200 bares para abastecer a los vehículos. La Figura 52 muestra
un compresor de gas biometano.
Figura 52 Compresor de gas biometano
El gas de biometano comprimido puede ser suministrado en gas natural comprimido
(GNC) existente. La Figure 53 muestra una estación de servicio de GNC, mientras que
la Tabla 33 muestra el número de estaciones de GNC en la presentación de los países
de la UE. Los países sin estaciones de GNC no se mencionan en esta tabla.
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Figure 53 Estación de servicio de GNC
Tabla 33 Estación de servicio de GNC por países en la UE [91]
Países
Estaciones de servicio de GNC
Última actualización
Austria
177
01.2015
Bélgica
46
07.2015
Bulgaria
105
06.2015
Croacia
2
09.2014
Republica Checa
72
08.2015
Dinamarca
9
01.2015
Estonia
5
09.2014
Finlandia
25
12.2014
Francia
44
01.2015
Alemania
921
01.2015
Reino Unido
16
07.2015
Grecia
7
10.2015
Hungría
9
01.2016
1046
01.2015
Letonia
1
09.2014
Lituania
3
09.2014
Luxemburgo
1
09.2014
Holanda
130
01.2015
Polonia
26
02.2016
Portugal
3
01.2015
Rumania
1
11.2015
Eslovaquia
10
09.2014
Eslovenia
3
09.2014
España
38
01.2015.
Suecia
154
01.2015
Reino Unido
16
07.2015
Italia
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4.3.3 Biometano licuado (BML)
En los países donde la cobertura de red de gas es más limitado y restringido a sólo
una parte del país, el biometano se licua a biometano licuado (BML) [86]. El biometano
se convierte en un líquido de enfriamiento a una temperatura por debajo del punto de
ebullición del metano. A presión atmosférica, la temperatura debe ser baja a 162ºC y
a mayor presión la temperatura puede ser más alta [94]. Después de enfriarlo, el
biometano licuado se almacena en grandes tanques criogénicos aislados, antes de su
transporte en camiones cisterna (Figura 54) hasta el punto de dispensación [85]. El
BML se produce después de su tratamiento, mediante el uso de diferentes tecnologías
criogénicas. Para licuar el biometano, el sulfuro de hidrógeno, agua y dióxido de
carbono tienen que ser eliminados a niveles que son mucho más bajos de lo que
normalmente se obtiene durante el procesamiento del biogás. Esta pureza se puede
lograr en un sólo paso mediante la tecnología de lavado y procesamiento criogénico.
Otras tecnologías pueden lograr esta pureza mediante la combinación con una etapa
de pulido adicional antes de la licuefacción. [86] Las plantas de licuefacción tienen
altos costes de capital [85].
Figura 54 Camión remolque de GNL [94]
El biometano licuado (LBM) puede ser suministrado en las estaciones de servicio de
gas natural licuado existentes. Como se muestra en la Tabla 34, el número de
estaciones de servicio de GNL en los países de la UE es mucho menor que el número
de estación de GNC de presentación.
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Tabla 34. Estaciones de servicio de GNL
Países de la UE
Estaciones de servicio de Gas Natural
Licuado (GNL)
Bélgica
2
Italia
1
Holanda
4
Polonia
1
Portugal
4
España
15
Suecia
6
Reino Unido
14
Antes de la instalación de nuevas estaciones de servicio, los siguientes parámetros
deben tenerse en cuenta:

Las características de la flota: tipo de los vehículos (vehículos ligeros, vehículos
utilitarios ligeros, autobuses, camiones), el número de vehículos que componen
la flota, la distancia recorrida por vehículo por día.

La legislación local/nacional [82]
4.3.4 Regímenes de ayudas al biometano
Para acelerar la inversión en tecnologías de biometano, los gobiernos de los países
europeos establecen para los inversores diversas ayudas directas e indirectas.
Algunas de ellas se muestran en la Tabla 35.
Tabla 35. Regímenes de ayudas al biometano [96][97]
Italia
Austria

Precio fijo de la tarifa establecido por la ley, 8-10 céntimos de
€ / kWh

Precio fijo en el régimen de tarifas para FER de acuerdo con
la Ley de Electricidad Verde de Austria (Ökostromgesetz).
Subvenciones federales para la asistencia ambiental en
Austria.
Exención de impuestos para biometano en el impuesto sobre
los hidrocarburos.
Precio fijo en el régimen de tarifas para FER de acuerdo con
la Ley de la Energía (2010) en función de la capacidad y
sustratos


Francia
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
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Reino

Precio fijo en el valor de mercado de la tarifa de gas hasta +
11 c € / kWh.

Certificados de reducción de emisiones de gases de efecto
invernadero para los combustible de origen biológico.

Estimulación de las energías renovables mediante un subsidio
para cubrir la diferencia entre los costes de producción y los
ingresos.
"Biotickets" para el uso de vehículos de combustible.
Unido
Dinamarca
Países
Bajos


El biometano tiene un precio muy bajo cuando se utilizan
como combustibles para vehículos en comparación con la
gasolina o el diesel. El valor es de unos 0,414 céntimos de € /
Kwh, alrededor de 6,5 veces menor que para el diesel.

Ventajas tributarias (impuestos más altos para los
combustibles fósiles).
Suecia
Finlandia
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5 Conclusiones
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La producción de biogás es una tecnología bien establecida y probada. Según la
Asociación Europea de biogás, a finales de 2014, había más de 17 000 plantas de
biogás que operan en la UE con una capacidad total instalada de más de 8.000 MW el.
Sin embargo, tan sólo hay 367 plantas de biometano que operan en la UE, lo que
muestra un gran potencial de crecimiento para esta tecnología. Una de las principales
conclusiones de esta situación es el hecho de que 87 plantas de biometano se han
encargado el año pasado.
A la luz de la política energética de la UE y las Directivas (como la Directiva FER o la
Directiva sobre la infraestructura de combustible alternativo) el biometano representa
una alternativa viable para los vehículos alimentados con GNC o GNL. Especialmente
en las ciudades sostenibles y limpias de la UE en las que se combinan e integran la
gestión de residuos con la producción de combustibles, el biometano tiene un futuro
brillante.
Una de las cuestiones fundamentales es una selección adecuada de las tecnologías
de procesamiento que será muy específica atendiendo a las circunstancias locales y
al emplazamiento concreto. Esto no sólo incluye la entrada de materiales en el proceso
de digestión anaerobia, sino también la forma en que el biometano producido será
utilizado. El coste no debe ser el único criterio para la selección de una determinada
tecnología de procesamiento sino que es muy importante conocer qué tipo de
sustratos serán utilizados para la futura producción de biometano y qué calidad del
biometano será necesaria para su utilización posterior. Es importante remarcar que
este informe no cubre una cuestión importante relativa a la utilización de CO 2 después
de la producción de biometano, que será desarrollada en un trabajo futuro, durante
los estudios de viabilidad reales en los casos piloto.
En este informe se orienta a todos los interesados del proyecto Bin2Grid sobre como
iniciar el tratamiento de sus residuos de alimentos hacia proyectos de biometano, lo
que al final se traducirá en estudios de viabilidad de plantas piloto en las ciudades
objeto del proyecto. Se puede utilizar a modo de guía sobre todas las tecnologías
disponibles y el procedimiento a través de toda la cadena desde los residuos de
alimentos a la producción de biogás.
Marzo 2016
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6 Referencias
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