Proyecto Fin de Grado Grado en Ingeniería de las Tecnologías Industriales Estudio tecno-económico de una planta de gasificación de residuos sólidos urbanos para aplicaciones de caldera y motor Autora: Celia Martínez de León Tutor: Alberto Gómez Barea Equation Chapter 1 Section 1 Dep. Ingeniería Química y Ambiental Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2016 6 1 2 Proyecto Fin de Grado Grado de Ingeniería de las Tecnologías Industriales Estudio tecno-económico de una planta de gasificación de residuos sólidos urbanos para aplicaciones de caldera y motor Autora: Celia Martínez de León Tutor: Alberto Gómez Barea Profesor titular Dep. Ingeniería Química y Ambiental Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, Abril del 2016 3 4 Proyecto Fin de Grado: Estudio tecno-económico de una planta de gasificación de residuos sólidos urbanos para aplicaciones de caldera y motor Autor: Celia Martínez de León Tutor: Alberto Gómez Barea El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, Abril del 2016 El Secretario del Tribunal 5 6 AGRADECIMIENTOS Me gustaría agradecer a todos aquellos que me han ayudado, apoyado y guiado durante esta etapa, todos los que de una manera u otra, han colaborado para que este proyecto sea posible. A mis amigas de siempre, por estar ahí y animarme cuando lo necesitaba. A mis amigos y compañeros, por hacerme sentir en familia y ayudarme en todo, sin ellos no hubiese sido posible y son lo mejor que me llevo de esta etapa. A Chema, por su apoyo incondicional y cariño. A mi hermana, por enseñarme el valor de la voluntad y la constancia. Pero especialmente, quiero agradecer a mis padres por darme la oportunidad y apoyarme durante todo el proceso. Sin ellos no estaría donde estoy ni sería quien soy. Celia Martínez de León. 7 8 RESUMEN Este proyecto pretende analizar la viabilidad técnica y rentabilidad económica de plantas de generación de energía eléctrica a partir de gasificación de residuos sólidos urbanos. De entre las diferentes opciones consideradas para la generación de electricidad a partir de un gas de gasificación de residuos, en este proceso se estudian en profundidad la caldera y el motor de gas. Se toma como escala para evaluar la viabilidad de la propuesta, el tamaño de las plantas de tratamiento de residuos existentes en Andalucía. Antes de la utilización del gas producido en el gasificador (generador de gas) en las dos aplicaciones propuestas, es necesaria una depuración y acondicionamiento del mismo. Se analizan los diferentes contaminantes presentes en el gas y los posibles métodos de limpieza más adecuados para cada aplicación. Finalmente, se analiza económicamente la implementación de dichos sistemas basado en cálculos propios, teniendo en cuenta los principales componentes de la planta, así como los costes de plantas similares a las propuestas. Se utilizan varios criterios de rentabilidad financiera como el VAN, TIR y PRI. Se concluye que ambos sistemas resultan beneficiosos económicamente y presentan una solución limpia para el tratamiento de residuos que incluye un aprovechamiento energético, siendo preferente la opción del motor de gas ya que sus índices de rentabilidad son ampliamente más ventajosos. Cabe destacar que ambos sistemas no presentan gran un gran margen económico de error, es decir, el presupuesto no podría sufrir grandes variaciones del supuesto o dejaría de ser rentable el proyecto. 9 10 ABSTRACT This project aims to analyze the technical viability and economical profitability of electric energy generation plants by means of solid waste gasification. Between the several options available for the production of electricity using gasification, two of them will be studied in detail, those based on burning the gas in a boiler and in a engine. The Andalusian waste management process plants will be considered as base scenario to determine the size of the plants proposed. In general, some cleaning of the raw gas (that produced in the gasifier) will be necessary in order to upgrade the gas to the required conditions for efficient burning in the final equipment (engine or boiler) and/or to fulfil the emission limits. Consequently the presence of different contaminants in the gas is analyzed as well as potential methods to remove them properly. Finally, the economical analysis of the proposed systems is carried out taking into account the main plant components and the costs of similar cases. The used financial criteria include the NPV, IRR and ROI. Overall results seem to show that both systems are feasible, economically and environmentally, representing clean options for the treatment of waste, nevertheless the gas engine option is significantly better because it shows the most favorable financial criteria. However, they do not present a great economic error margin, which means the project could became unprofitable if the costs estimation suffers big variations. 11 12 ÍNDICE Agradecimientos 7 Resumen 9 Abstract 11 Índice 13 Índice de Tablas 15 Índice de Figuras 17 1 Introducción 1.1 Biomasa y residuos 1.2 Procesos de conversión 1.3 Objetivos y alcance del proyecto 19 19 26 28 2 Generación, limpieza y uso del gas producido en la gasificación. Estudio bibliográfico. 2.1 Gasificación de biomasa y residuos 2.1.1 Principales reacciones 2.1.2 Etapas 2.1.3 Tipología 2.1.4 Agentes gasificantes 2.1.5 Variables de funcionamiento: 2.2 Acondicionamiento y purificación del gas 2.2.1 Procesos propuestos 2.2.2 Límites emisiones permitidos 2.2.3 Necesidades de limpieza 2.3 Aplicaciones 2.3.1 Caldera 2.3.2 Motor 31 31 31 32 33 35 36 36 37 38 40 48 48 51 3 Diseño de la planta de gasificación 3.1 Esquema de gasificación para quemar gas en una caldera 3.2 Esquema de gasificación para quemar gas en un motor 55 61 63 4 Estudio económico 67 5 Conclusión 5.1. Resumen del proyecto 73 73 5.2. Conclusiones del estudio 73 5.3 Futuro del tratamiento de la biomasa para generar electricidad 74 Bibliografía 75 6 79 79 79 80 Anexo a: Dispositivos de limpieza Lavador de gases o scrubber Quench o lavadores de gas tipo venturi Filtros cerámicos 13 Precipitadores electrostáticos 81 Ciclones 81 OLGA 7 82 Anexo B: Cálculos económicos 85 14 ÍNDICE DE TABLAS Ilustración I: Clasificación de los diferentes tipos de biomasa (Moreno González, Febrero 2010) 19 Ilustración III: Tratamiento biológico-mecánico 20 Ilustración IV: Tratamiento mecánico-biológico 20 Ilustración V: Porcentaje de consumo de energía primaria en España 2010 (IDAE, 2011) 22 Ilustración VI: Rendimiento-Potencia (La microgeneración con biomasa, 2012) 28 Ilustración VII: Diferentes diseños de gasificadores de lecho fijo, incluyendo las zonas de reacción característicos de cada diseño gasificador (Ostargi, 2016) 34 Ilustración VIII: Tipos gasificador de lecho fluido 35 Ilustración IX: comparación de las tecnologías de eliminación de alquitranes (R.W.R.Zwart, 2009) . 43 Ilustración X: Proceso típico de absorción química de gases ácidos [Meyers, 1984] 44 Ilustración XI: Fracción de equilibrio del gas en la desulfuración en función de la temperatura 46 Ilustración XII: Equilibrio de la concentración de 𝐻2𝑆 en función de la temperatura (Perales Lorente, 2002) 47 Ilustración XIII: Esquema básico común para ambas aplicaciones 48 Ilustración XIV: Aplicación de gasificación a biomasa leñosa para caldera 49 Ilustración XV: Esquema de la planta simplificado (D.L., 2002) 50 Ilustración XVI: Esquema de funcionamiento de la tecnología Inerco (IDAE, 2010) 51 Ilustración XVII: Aplicación de gasificación a biomasa leñosa para motor 52 Ilustración XVIII: Planteamiento tecnología Necer 53 Ilustración XIX: Planta de gasificación de 1.6 MWe (Játiva, Valencia).TECNOHOLDING CareCo-USA Gasification. 54 Ilustración XX: Aplicación de gasificación a biomasa no leñosa para caldera 62 Ilustración XXI: Secciones de limpieza para la gasificación con aplicación de caldera 63 Ilustración XXII: Aplicación de gasificación a biomasa no leñosa para motor 64 Ilustración XXIII: Secciones de limpieza para la gasificación con aplicación de motor 64 Ilustración XXIV: Evolución de los costes totales en función del tamaño de la planta 71 Ilustración XXV: Lavador de gases 79 Ilustración XXVII: Imagen componentes de filtros ceramicos 80 Ilustración XXVI: Quench 80 Ilustración XXVIII: Precipitador electrostático 81 Ilustración XXX: OLGA 82 15 Ilustración XXIX: Ciclón 82 16 ÍNDICE DE FIGURAS Ilustración I: Clasificación de los diferentes tipos de biomasa (Moreno González, Febrero 2010) 17 Ilustración II: Tratamiento biológico-mecánico 20 Ilustración III: Tratamiento mecánico-biológico 20 Ilustración IV: Porcentaje de consumo de energía primaria en España 2010 (IDAE, 2011) 22 Ilustración V: Rendimiento-Potencia (La microgeneración con biomasa, 2012) 28 Ilustración VI: Diferentes diseños de gasificadores de lecho fijo, incluyendo las zonas de reacción característicos de cada diseño gasificador (Ostargi, 2016) 34 Ilustración VII: Tipos gasificador de lecho fluido 35 Ilustración VIII: comparación de las tecnologías de eliminación de alquitranes (R.W.R.Zwart, 2009) . 43 Ilustración IX: Proceso típico de absorción química de gases ácidos [Meyers, 1984] 44 Ilustración X: Fracción de equilibrio del gas en la desulfuración en función de la temperatura 46 Ilustración XI: Equilibrio de la concentración de 𝐻2𝑆 en función de la temperatura (Perales Lorente, 2002) 47 Ilustración XII: Esquema básico común para ambas aplicaciones 48 Ilustración XIII: Aplicación de gasificación a biomasa leñosa para caldera 49 Ilustración XIV: Esquema de la planta simplificado (D.L., 2002) 50 Ilustración XV: Esquema de funcionamiento de la tecnología Inerco (IDAE, 2010) 51 Ilustración XVI: Aplicación de gasificación a biomasa leñosa para motor 52 Ilustración XVII: Planteamiento tecnología Necer 53 Ilustración XVIII: Planta de gasificación de 1.6 MWe (Játiva, Valencia).TECNOHOLDING CareCo-USA Gasification. 54 Ilustración XIX: Aplicación de gasificación a biomasa no leñosa para caldera 62 Ilustración XX: Secciones de limpieza para la gasificación con aplicación de caldera 63 Ilustración XXI: Aplicación de gasificación a biomasa no leñosa para motor 64 Ilustración XXII: Secciones de limpieza para la gasificación con aplicación de motor 64 Ilustración XXIII: Evolución de los costes totales en función del tamaño de la planta 71 Ilustración XXIV: Lavador de gases 79 Ilustración XXVI: Imagen componentes de filtros ceramicos 80 Ilustración XXV: Quench 80 Ilustración XXVII: Precipitador electrostático 81 Ilustración XXIX: OLGA 82 17 Ilustración XXVIII: Ciclón 82 18 1 INTRODUCCIÓN 1.1 Biomasa y residuos Definición (Biomasa): La biomasa es aquella materia orgánica de origen vegetal o animal, incluyendo los residuos y desechos orgánicos, susceptible de ser aprovechada energéticamente. Las plantas transforman la energía radiante del sol en energía química a través de la fotosíntesis, y parte de esta energía queda almacenada en forma de materia. Debido a la amplia definición, la biomasa abarca un extenso conjunto de materias orgánicas que se caracterizan por su heterogeneidad. Históricamente, la biomasa se define como materia orgánica origina en un proceso biológico, provocado o espontáneo, que se puede usar como fuente de energía. Ésta se puede clasificar de diversas maneras y atendiendo a diferentes criterios, una posible clasificación es la mostrada en la Ilustración I: Biomasa Cultivos energéticos Biomasa vegetal Cultivos tradicionales Cultivos poco frecuentes Biomasa residual Residuos industriales Res. agrícolas y forestales Excedentes agrícolas Residuos urbanos Cultivos acuáticos Forestales Residuos sólidos Cult. para la produccion de combustibles líq. Agro-alimentarios Aguas residuales: biomasa animal Res. ganaderos: biomasa animal Agrícolas Ilustración I: Clasificación de los diferentes tipos de biomasa (Moreno González, Febrero 2010) En ella, se puede observar que existen dos tipos principales de biomasa si se considera ésta un recurso energético: o Cultivos energéticos: cultivos cuya finalidad es producir una biomasa apta para ser transformada en combustible. o Biomasa vegetal: considerada como la biomasa subproducto o residuo generado en procesos agrícolas, silvícolas y ganaderos, industria agroalimentaria, transformación de madera así como residuos de depuradoras y reciclado de aceites. Centrándose de manera especial en el estudio de los residuos urbanos, se tratará de analizar los diferentes procesos aplicables a los residuos sólidos. Los RSU (Residuos Sólidos Urbanos) se someten a una serie de 19 tratamientos para poder ser utilizados como material combustible. En el siguiente diagrama de bloques, obtenido del Trabajo de fin de Máster de Adrián Yaque Sánchez (Yaque Sánchez, 2013) podemos observar los diferentes tratamientos que se pueden llevar a cabo para la obtención de CDR (Combustibles Derivados de Residuos) o RDF (Refuse Derivated Fuels) y CSR (Combustibles Solidos Recuperados) o SRF (Solid Refuse Fuels): Tratamiento biológico-mecánico (TBM) o biosecado consiste en una reducción del tamaño de partículas, un proceso de secado biológico y la producción de SRF/RDF. Ilustración II: Tratamiento biológico-mecánico Tratamiento mecánico-biológico (TBM) consiste en una reducción del tamaño de partículas, una separación de las fracciones seca y húmeda, compostaje y la producción de los SRF/RDF a partir de la fracción seca. Ilustración III: Tratamiento mecánico-biológico De forma complementaria, y centrándonos solo en la obtención de RDF, podemos observar en el siguiente diagrama, los procesos particulares que puede sufrir los RSU para alcanzar su estado final, normalmente pellets, forma comercial de este tipo de residuos y obtenida en una etapa final de afino: 20 Tabla I: Procesos-tratamientos correspondientes posibles para la obtención de CDR (Yaque Sánchez, 2013) Tradicionalmente, los RSU han sido utilizados en co-incineradoras para la obtención de energía, sin embargo estas plantas generaban emisiones con un alto contenido de sustancias nocivas para la atmósfera a la vez que hacían necesario un combustible adicional para su aprovechamiento. En Europa, la producción actual de SRF/RDF supera los 14 millones de toneladas al año y se espera que en unos años esté entre 24 y 41 millones gracias a un sector industrial diversificado y que se encargue de su producción. Se utilizan como principal combustible en el sector cementero, aunque con el paso de los años las centrales térmicas convencionales están aumentando la demanda este tipo de combustible. Destacan países 21 como Alemania, Italia, Austria, Finlandia o Reino Unido en los que en algunos el consumo de las centrales térmicas ha superado al de las cementeras. Es por esta razón por la que se han desarrollado tecnologías para su tratamiento y obtención de energía como la gasificación y la pirolisis. (Sánchez, 2013) Actualmente, en nuestro país no existe un mercado consolidado como tal de RDF producido bajo una especificación técnica adecuada, en este caso CEN-TS-15359, sino una demanda de RDF que cumpla los requisitos necesarios para plantas de co-incineración y requisitos medioambientales definidos por el Órgano Ambiental de la Comunidad Autónoma donde se ubica la instalación. Países como Alemania, Finlandia e Italia, tras aprobar sus propios estándares tienen un mercado establecido de RDF. En el siguiente gráfico se muestra el consumo de energía primaria en España, en el que podemos observar el pequeño porcentaje que supone RSU como fuente de energía, constituyendo un 0.14% de la total: Ilustración IV: Porcentaje de consumo de energía primaria en España 2010 (IDAE, 2011) Los CDR/CSR están formados por mezclas de materiales como maderas, plásticos, papel…etc. Lo que los hace idóneos para ser usados como combustibles pero deben de cumplir unas características: alto poder calorífico (baja humedad) y bajos niveles de metales pesados, cloro y azufre. Características marcadas por la norma que, además permitirá su clasificación: La Especificación Técnica CEN/TS 15359 (Alonso, 2009): el sistema de clasificación de CSR está basado en valores límite para tres parámetros: valor medio para el poder calorífico inferior (PCI), valor medio para el contenido en cloro y mediana y el percentil 80% para el contenido de mercurio en relación al PCI. Dependiendo del valor de los mismos, se clasifica los CSR en 5 grupos de mayor a menos PCI: 22 Tabla II: Sistema de clasificación de los CSR según CEN/TS 15359 (Alonso, 2009) No existen datos publicados respecto al precio de venta de los CDR. Sin embargo de la consulta de diversas fuentes españolas y europeas en término medio, las cementeras u otros organismos que hagan uso de ellos están cobrando por aceptar los CDR del orden de 20 euros por tonelada, si bien en algunos casos concretos (en que los CDR suministrados son de alta calidad) paguen por adquirirlos. El perfil ideal del tipo de empresa demandante de CSR/CDR sería el que reúna el mayor número posible de las características recogidas en la Tabla III, según lo expuesto en el estudio realizado por Adrián Yaque Sánchez (anteriormente citado), de la que se deduce que para llevar a cabo el proceso de obtención de energía a partir de CSR es preferible una localización próxima a la planta gestora y productora de los mismos. Lo que evitaría los costes de centralización de la materia prima para la producción de energía y su transporte a diferentes zonas, como ocurre con otras formas de producción, facilitando que cada población sea capaz de obtener energía eléctrica de forma proporcional a su tamaño y residuos generados: Tabla III: Perfil de empresa demandante potencial de SRF/RDF (Yaque Sánchez, 2013). 23 Podemos nombrar algunas plantas existentes en España, como es la planta termoeléctrica en el Complejo Medioambiental de SOGAMA, en Cerceda (La Coruña) que consume 569 t/d de RDF para producir 50 MWh de potencia eléctrica, una incineradora en el Centro de Tratamiento Integral de las Lomas, en los alrededores de Madrid que trata 850 t/d de RDF para producir 29 MWh de potencia eléctrica, y la ampliación de las instalaciones de incineración de Son Reus, en Mallorca, con dos nuevas líneas de incineración que utiliza alrededor de 430.000 t/a de SRF para producir 28 MWh de potencia eléctrica. Si nos centramos en la producción de residuos urbanos a nivel nacional, encontramos que las comunidades que mayor cantidad de residuos generan son: Andalucía, Cataluña, Comunidad Valenciana, Madrid y País Vasco según diversas fuentes y como refleja el estudio de Yaque Sánchez. En la Tabla IV se observa la cantidad de residuos generados por las cuatro principales y se detalla el rechazo de plantas de tratamiento y el CDR que puede ser producido. Comunidad Autónoma Generación de residuos urbanos Rechazo en planta de tratamiento CDR potencial Andalucía 4.094.982 1.778.393 300.000 Cataluña 4.002.000 2.110.000 50.000 Comunidad Valenciana 2.595.000 1.709.000 160.000 Madrid 2.500.000 1.350.000 130.000 Tabla IV: Estimación de la generación potencial de SRF/RDF en toneladas anuales. (Yaque Sánchez, 2013). Se observa que en Andalucía, aun no siendo las que encabeza la tabla en cuanto a rechazo en plantas, que es donde se obtiene el CDR, el potencial es el mayor encontrado en el país con una amplia diferencia. Por lo tanto, y diferenciando las diferentes ciudades que componen la comunidad autónoma, encontramos que en las posibles plantas en las que sería viable una obtención de CDR son: Provincia Planta compostaje Residuos tratados CDR potencial Almería Albox 66.221 11.920 Almería 85.824 15.448 Los Barrios 136.364 24.545 Jerez 170.000 30.600 Córdoba Montalbán 150.000 27.000 Granada Alhendín 263.636 47.455 Vélez 54.545 9.818 Jaén Jaén 22.727 4.091 Sevilla Alcalá de Guadaira 268.000 48.240 Cádiz 24 Alcalá del Río 36.364 6.545 Estepa 25.000 4.500 Marchena 9.091 1.636 Utrera 13.636 2.455 Huelva Villarrasa 220.000 39.600 Málaga Casares 145.455 26.182 Mijas 65.000 11.700 Tabla V: Estimación de la generación potencial de SRD/RDF en las plantas de compostaje en Andalucía (toneladas/año) (Yaque Sánchez, 2013) Que cada población fuese capaz de gestionar sus propios residuos y sacar el máximo aprovechamiento energético de ellos sería un gran avance, ya que se reduciría la cantidad de residuos en vertederos y supondría una fuente de energía. Por lo que este proyecto intenta proponer un tratamiento viable y rentable para la implementación de esta idea en Andalucía. Haciendo un balance de los componentes típicos de los residuos urbanos y teniendo en cuenta los tipos de materiales que los forman, se encuentran las siguientes proporciones de: papel y cartón (30-35%), plásticos (20-25%), restos de comida y poda (15-20%), textiles (6-9%), madera (2-5%), celulosa sanitaria (4-6%) y otros (4-8%) dependiendo del origen. Lo que nos lleva a una composición elemental dependiente de los mismos. Para la realización de este proyecto, se ha tomado como base la composición empleada en el estudio llevado a cabo por Umberto Arena et al. (2015). Y que se refleja en la Tabla VI mostrada a continuación: Composición RDF Elemento Cantidad Porcentaje C 41.2-45.4 % H 6.0-6.5 % N 0.66-0.70 % S 0.1-0.3 % Cl 0.1-0.2 % O 22.9-24.2 % 3.7-9.1 % 18.5-20.4 % 18.600-21.300 kJ/kg RDF humedad Cenizas PCI Tabla VI: Composición de RDF de proyecto (Umberto, 2015) 25 El SRF se produce y comercializa en el centro de Italia en un proceso mecanizado que da lugar a pellets cilíndricos de tamaño único de 5mm de diámetro y 30 mm de longitud. Estas medidas evitan cualquier efecto relacionado con el tamaño del combustible y para aumentar la densidad del material de cama dentro del gasificador. El tamaño de las partículas no debe ser demasiado grande para asegurar el mantenimiento del lecho ni demasiado pequeño para que no se vea arrastrado por el gas de síntesis (Umberto, 2015). Para transformar estos pellets de SRF en energía, se pueden emplear varios métodos de conversión, entre ellos destacarán por su mayor eficiencia los que proponen una transformación térmica, se estudiaran con más profundidad en el siguiente apartado la combustión, la gasificación y la pirolisis. 1.2 Procesos de conversión Los métodos más utilizados que transforman la biomasa en energía aprovechable son los termoquímicos y los biológicos. La tabla VIII muestra los procesos más relevantes llevados a cabo y sus posibles aplicaciones: calor, electricidad y/o combustibles. Tabla VII: forma de la energía obtenida según el tipo de conversión (Moreno González, Febrero 2010) En este caso, se hablara con más profundidad de los métodos termoquímicos, basados en la utilización del calor como fuente de transformación de la biomasa. Encontramos: Pirólisis: La pirólisis es el proceso mediante el cual se carboniza la biomasa, tratándola con nula presencia de oxigeno y temperaturas alrededor de los 500ºC. El producto de este proceso posee una densidad energética mayor que la biomasa común y podría ser usado para la obtención de calor o electricidad en motores con potencias hasta los 10MW y eficacias entre 60%-70%, o en turbinas en ciclos combinados obteniendo mejores eficiencias. Este proceso genera solo de 2 a 4% de cenizas. Este método libera también un gas pobre, mezcla de monóxido (CO) y dióxido de carbono (CO2), de hidrógeno (H2) y de hidrocarburos ligeros. Este método aun se encuentra en fase de estudio. Aunque en países como Finlandia y Canadá se ha implementado esta tecnología haciéndola funcionar con 26 éxito. Rendimiento típico entorno a 30-90%, la gran variación que encontramos en él se debe a la dificulta de implementar el sistema correctamente. Combustión: Se produce a altas temperaturas (800 -1000 ºC), y consiste en la completa oxidación de la biomasa por el oxigeno del aire, durante este proceso se liberan agua, gas carbónico, cenizas y calor. Este último es aprovechado para el calentamiento o la producción de electricidad. La combustión se lleva a cabo de la forma más tradicional en parrillas fijas, horizontales e inclinadas o móviles y vibratorias. Son calderas no muy diferentes a las usadas con combustibles como el carbón, que modifican ligeramente para adaptarlas a las necesidades de la biomasa, desde modificaciones geométricas hasta diferentes disposiciones de las superficies de intercambio. Rendimiento típico entorno a 65-95% Gasificación: Proceso de combustión incompleta de la biomasa llevado a cabo a temperaturas altas (700-1200ºC), aunque normalmente, inferiores a las de combustión. El producto principal obtenido es un gas combustible compuesto por hidrógeno, metano y monóxido de carbono. Las principales aplicaciones de este proceso utilización del gas producido y la energía térmica que generada él en el mismo, el calor puede transformarse en vapor y producir electricidad a través de un generador eléctrico conectado a una turbina. Rendimiento típico entorno a 65-75% La pirolisis entre ventajas como reducción de emisiones por ser proceso cerrado, se genera una fracción liquida fácil de manejar… presenta un gran inconveniente que es su alto coste para llevarla a cabo, instalación, mantenimiento, tratamiento de subproductos…para que presente altos rendimientos para el tratamiento de la biomasa por lo tanto quedará descartada para su uso en este proyecto. La gasificación permite obtener unos altos rendimiento a partir de residuos, cuestión algo más difícil en términos de rendimiento para la combustión. Ya que será necesaria una combustión directa para generar vapor y expandirlo en un alternador a partir de una materia que no presente un PCI muy elevado. Rendimientos eléctricos de un 30-32% puede alcanzar la gasificación mediante el empleo de moto-generadores accionados por el syngas producido, mientras que en un ciclo Rankine simple sólo se alcanzaría un 22% de rendimiento eléctrico. (IDAE, 2010). De lo que deducimos que la gasificación, estudiada más adelante, será la tecnología más apropiada para nuestro caso de estudio. La utilización del gas producido, la energía térmica que genera el proceso y el calor producido con posibilidad de transformarse en electricidad a través de un generador eléctrico tras la gasificación, son utilizados para diferentes aplicaciones entre las que destacamos: calefacción, electricidad, productos químicos y transporte. La producción de electricidad, objetivo de este proyecto, se consigue por medio de: Pilas de combustible: su principio de funcionamiento producción de electricidad a partir de una reacción electroquímica y 𝑂2 . Utilizan como combustible cualquier sustancia susceptible de oxidación. Presentan una alta eficiencia también a carga parcial, no producen muchas emisiones y trabajan a temperaturas de alrededor de 1000ºC. Sus desventajas son su alto coste, corto periodo de vida y su lenta puesta en marcha. Motores alternativos: son muy útiles ya que pueden trabajar con combustible con bajo poder calorífico. Necesidad de limpieza de los gases Turbinas: funcionan con combustibles líquidos o gaseosos. Necesidad de limpieza de los gases. En el siguiente grafico se puede observar el rango de potencia en el que trabajan las diferentes aplicaciones: 27 Ilustración V: Rendimiento-Potencia (La microgeneración con biomasa, 2012) Para este proyecto, y tras analizar las opciones más ventajosas, se ha optado por el uso de una caldera y un motor de gas para conseguir la producción deseada de energía eléctrica. Esta selección será justificada y analizada en capítulos posteriores. 1.3 Objetivos y alcance del proyecto Este proyecto trata de diseñar un proceso para la generación de energía eléctrica a partir de los residuos sólidos urbanos mediante gasificación, utilizando dos equipos finales de combustión, caldera y motor de gas. Para ello, durante el capítulo 1 será necesario un estudio de la biomasa, los residuos y su tratamiento, contextualizado en Andalucía. Se analizarán tipos, tratamientos y composición del material utilizado como combustible en el proyecto. En el capítulo 2 se ha realizado un estudio bibliográfico, analizándose los siguientes aspectos: o La generación del gas de síntesis mediante el proceso de gasificación, o Tratamiento del gas de síntesis: antes del aprovechamiento energético el gas producido tras el proceso de gasificación, éste deberá someterse a un proceso de purificación para eliminar contaminantes y cumplir con los niveles de emisiones definidos por las normativas medioambientales y las necesidades y tolerancias de cada aplicación. Para ello se ha realizado un estudio de los principales contaminantes presentes en el gas y los métodos de eliminación de: partículas, alquitranes, haluros, compuestos nitrogenados, metales alcalinos y ácidos. Tradicionalmente, la limpieza de los gases se ha llevado a cabo por vía húmeda, lo que implica un enfriamiento de los gases y un menor aprovechamiento en la aplicación del mismo. Además, esto conlleva unos costes muy elevados debido a la necesidad de grande equipos de tratamiento. Pese a estas desventajas, son las tecnologías más utilizadas en las existentes plantas de gasificación. Sin embargo, y como se desarrollará en los apartados posteriores, este proyecto plantea un tratamiento de los gases en caliente, mejorando eficiencia del proceso. o Los procesos planteados para cada aplicación: primero se analizará el caso estudiado por ECN, Energy Research Centre of Netherlands, para la implementación de los procesos pero haciendo uso de biomasa leñosa para después analizar los cambios que suponen el uso del nuevo combustible y su implementación. Además, se nombrarán diferentes casos reales similares a los propuestos para dar una idea de las dimensiones tanto tecnológicas como económicas. Una vez analizados los proyectos similares y estudiados los contaminantes contenidos en el gas tras la gasificación, en el capítulo 3 se planteará el proceso más apropiado para nuestro caso, diseñándose el proceso, lo que incluye la justificación y definición del arreglo adecuado y de los principales equipos que lo componen. En el capítulo 4 del trabajo se analizar la economía de los procesos a través de los índices de rentabilidad, incluidos el VAN, TIR y PRI. Para ello se detallan los cálculos de los flujos de caja, las inversiones necesarias, 28 etc. Por último, en el capítulo 5 se compararán ambos proyectos y se concluirá el beneficio potencial de cada uno en base a los resultados obtenidos en capítulos anteriores. Así mismo, en este capítulo realiza un resumen del proyecto completo, sintetizándose la información más relevante. Adicionalmente, se presentan varios anexos: en el Anexo A se mostrarán los diferentes equipos que componen los esquemas de limpieza propuestos. En el Anexo B se mostrará más detalladamente el estudio económico realizado. 29 2 GENERACIÓN, LIMPIEZA Y USO DEL GAS PRODUCIDO EN LA GASIFICACIÓN. ESTUDIO BIBLIOGRÁFICO. 2.1 Gasificación de biomasa y residuos En las plantas convencionales de tratamiento de biomasa, se obtiene energía a través de la incineración o la gasificación. La quema de residuos y obtención de energía a través de la incineración puede equivaler a 550 kW-h por tonelada de RSU mientras que con la implementación de la tecnología de gasificación, con la misma cantidad de RSU se podría producir hasta 1000kW-h. Como se ha explicado en el apartado anterior, se denomina gasificación al conjunto de reacciones termoquímicas que se producen en un ambiente pobre de oxigeno y que da como resultado la transformación de un sólido en una serie de gases que pueden ser usados posteriormente. Ésta es una manera eficiente y limpia de obtener electricidad que ayuda al tratamiento de residuos y al crecimiento económico. (Gasification&Syngas Technologies Council, 2016) El proceso de gasificación de la biomasa posibilita la obtención de energía en forma de calor o electricidad si el gas de síntesis es utilizado para mover el eje de una turbina, o se quema como combustible para accionar un motor. Normalmente este proceso utiliza el carbón como materia prima pero plantearemos su uso para nuestro RDF ya que, como hemos explicado previamente, el avance de las tecnologías y las necesidades de las poblaciones motivaría su cambio. A continuación, se expondrá las principales características y condiciones del proceso. 2.1.1 Principales reacciones En el proceso de gasificación se producen más de 100 reacciones químicas, algunas de ellas son: C + 1/2 O2 g CO ∆H25 ºc = -26.5 kcal/mol [4] C + O2 g CO2 ∆H25 ºC = -94.5 kcal/mol [5] CO + 1/2 O2 g CO2 ∆H25 ºC = -67.4 kcal/mol [6] H2 + 1/2 O2 g H2O ∆H25 ºC = -57.8 kcal/mol [7] CH4 + 2 O2 g CO2 + 2 H2O ∆H25 ºC = -191.8 kcal/mol [8] C2H4 + 3 O2 g 2 CO2 + 2 H2O ∆H25 ºC = -317.2 kcal/mol [9] C + H2O g CO + H2 ∆H25 ºC = 31.5 kcal/mol [10] C + 2 H2O n CO2 + H2 ∆H25 ºC = 21.7 kcal/mol [11] C + 2 H2 n CH4 ∆H25 ºC = -18 kcal/mol [12] C + CO2 n 2 CO ∆H25 ºC = 41.4 kcal/mol [13] 31 CnH2n + H2 n CnH2n+2 ∆H25 ºC [14] [15] CnHm + n H2O n n CO + (n+m/2) H2 ∆H25 ºC CH4 + H2O + 3 H2 ∆H25 ºC = 48.5 kcal/mol [16] CH4 + 2 H2O n CO2 + 4 H2 ∆H25 ºC = 39.6 kcal/mol [17] CO + H2O + H2 ∆H25 ºC = -9.8 kcal/mol [18] n CO n CO2 Ecuación 1 : Principales reacciones en el proceso de gasificación El calor necesario para llevar a cabo las reacciones de reducción (reacciones endotérmicas y comprendidas entre la [10] y la [18]), se genera mediante las reacciones de oxidación (reacciones exotérmicas comprendidas entre las [4] y la [9]). Mientras, las reacciones de hidrogenación ([12] y [14]) y las de reformado ([15] y [17]) tienen lugar en pequeña medida. Estos calores necesarios y cedidos se ven reflejados en las entalpias de reacción mostradas en la tabla adjunta. 2.1.2 Etapas Como acabamos de ver, la gasificación es un proceso de elevada complejidad que engloba multitud de reacciones químicas asociadas a fenómenos de transferencia de calor y materia. Sin embargo, y teniendo en cuenta los diversos tipos de gasificadores existentes (explicados en apartado posterior), podemos distinguir tres fases o zonas de reacción por donde pasa el combustible durante el proceso, estas son: secado, pirolisis y oxidación y reducción. RESIDUO HÚMEDO + CALOR= RESIDUO SECO Cuando comienza el proceso, se produce una etapa de calentamiento hasta los 100ºC, el cual provoca la evaporación del agua contenida en la biomasa, absorbe el calor sensible para elevar la temperatura y lo hace en ausencia de reacciones químicas. Se conoce como secado. RESIDUO SECO + CALOR = RESIDUO CARBONOSO (CHAR) + LÍQUIDOS (TAR) + GASES A continuación se produce la pirolisis o devolatilización, etapa en la que se produce la descomposición del residuo seco a temperaturas superiores a los 300ºC, dando lugar a una mezcla de sólidos, líquidos y gases. Los sólidos resultantes en este proceso térmico reciben el nombre de “char” y los líquidos son conocidos como “tar” o alquitranes. Los rendimientos estarán fuertemente influenciados por a velocidad de calentamiento y la temperatura final. LIQUIDOS + CALOR = GASES En esta fase encontramos la reducción y la oxidación de los componentes de la biomasa. -Reducción: se produce la reducción por combinación del vapor de agua con el dióxido de carbono que viene arrastrado por la corriente del gasificante (desde la oxidación).La falta de oxigeno unida a la disponibilidad de carbono, 𝐶𝑂2 y vapor de agua, hace que se re combinen las moléculas de hidrogeno y 32 monóxido de carbono. -Oxidación: de la fracción más pesada de la biomasa al entrar en contacto con el agente gasificante. La temperatura se eleva mucho ya que las reacciones de oxidación son exotérmicas. El resultado de este proceso es un gas compuesto básicamente por monóxido de carbono CO, dióxido de carbono 𝐶𝑂2 , metano 𝐶𝐻4 , pequeñas cantidades de hidrocarburos pesados 𝐶2 𝐻𝑛 , agua 𝐻2 𝑂 y nitrógeno 𝑁2 ( cuando el agente gasificante es aire) y diversos compuestos no deseados como partículas carbonosas, cenizas y alquitranes. Conversiones de carbono cercanas al 95% y concentraciones bajas de alquitranes llegando a 5g/mN se han logrado con gasificadores actuales. Cabe destacar que la fase de pirolisis o devolatilización ocurre en un tiempo menor que la gasificación, por lo que los componentes generados en ella serán decisivos para los resultados alcanzados, se dice que esta etapa controlará el proceso global. 2.1.3 2.1.3.1 Tipología Lecho fijo Reciben este nombre ya que las partículas de combustible no son movidos por el flujo de gas por lo que el combustible está dispuesto en el gasificador en un lecho fijo. Son los más sencillos en cuanto a diseño y operación, por lo que son los más adecuados para aplicaciones a pequeña y mediana escala, no llegando a requerimientos térmicos muy elevados. Para grandes aplicaciones pueden presentar problemas de alimentación de biomasa. Encontramos tres tipos de gasificadores de lecho fijo: Downdraft o corriente descendente: la cama, oxigeno o aire, desciende por el gasificador , mediante un flujo a contracorriente, el agente de gasificación fluye desde la parte inferior hacia arriba. La gasificación tiene lugar en la parte inferior de la maquina, en una zona de reacción caliente que contiene una capa de carbonilla. La oxidación de la biomasa genera calor que mantiene el proceso de gasificación. El gas abandona el gasificador a una temperatura relativamente baja, lo que hace que el gasificador tenga una alta eficiencia. El carbón solido en el combustible es totalmente transformado en alquitrán y gas. La ventaja de estos gasificadores es que no requieren ningún tratamiento especial del combustible y se pueden usar con una amplia gama de los mismos: diferentes tamaños de partículas, humedades…etc. Sin embargo, como el gas abandona el reactor cerca de la zona de pirolisis, el gas generado en el gasificador de corriente ascendente presenta un alto contenido de componentes orgánicos. Updraft o corriente ascendente: en este tipo de gasificadores, el agente gasificante asciende a través de la zona caliente del reactor, cerca de la parte baja del gasificador, en dirección contracorriente al flujo de material sólido. Son gasificadores Co-current Crossdraft o corriente cruzada: El agente oxidante, como muestra la figura, se introduce por un lateral de la maquina, saliendo el gas producto por el lado opuesto. Las diferentes etapas de la gasificación tienen lugar concéntricas a la zona de inyección del oxidante, característica que limita su uso a pequeños proyectos. El principal inconveniente es el alto contenido de alquitrán generado. 33 Ilustración VI: Diferentes diseños de gasificadores de lecho fijo, incluyendo las zonas de reacción característicos de cada diseño gasificador (Ostargi, 2016) 2.1.3.2 Lecho fluido La principal ventaja de los gasificadores de lecho fluido es la uniformidad de temperatura obtenida en el lecho, ya que el movimiento constante de las partículas favorece el contacto entre las partículas, haciendo que estas se mezclen más fácilmente. Para fluidizar el gas podemos se puede usar: aire, oxígeno, vapor, gas resultante de un proceso de reciclado o combinación de estos. Los gasificadores de lecho fluidizado pueden ser dimensionados para proyectos de mediana y gran escala y son los más usados debido a que pueden producir gas de manera continua. El gas producto de estos gasificadores contiene altos niveles de partículas como resultado del proceso turbulento en el mismo. Estas partículas están formadas por cenizas de la biomasa y partículas finas del lecho. A su vez, podemos clasificar los gasificadores de lecho fluido en: lecho fluido burbujeante y lecho fluido circulante. 34 Ilustración VII: Tipos gasificador de lecho fluido En función del tipo de gasificador, podemos determinar un rango de potencias térmicas en los que operan, estos quedan reflejados en la siguiente tabla: Diseño Gasificador Potencia Térmica (MW) 0,001 - 1 Lecho fijo corriente descendente 1,1 - 12 Lecho fijo corriente ascendente 1 - 50 Lecho fluido burbujeante 10 - 200 Lecho fluido circulante Tabla VIII: Potencia térmica de los gasificadores 2.1.4 Agentes gasificantes Según el agente gasificante que se emplee se consigue que el syngas, producto de la gasificación, se tiene una determinada composición y poder calorífico. Puede emplearse: Aire: Parte de la biomasa se quema con el oxigeno y el resto sufre una posterior reducción. (Sin embargo, el 50% del syngas es nitrógeno, por lo que sería apropiado para motores de combustión interna ya que se considera un gas pobre, adecuado para las síntesis del metanol).El gas ronda los 5,5 M/Nm3. Vapor de agua u oxigeno: aumenta la proporción de hidrogeno en el syngas y mejora el rendimiento global del proceso. Es el sistema más adecuado para producir materia prima metanol o gasolina sintética. La desventaja que presenta es que para obtener el vapor de agua se necesita de un 35 2.1.5 producir calor, es necesario aportar oxigeno al proceso lo que conlleva un coste energético y económico no despreciable. Hidrógeno: el syngas producido alcanza un mayor poder calorífico que llegaría a 30Mj/hk, por lo que podría incluso sustituir al gas natural. El hidrogeno es el mejor combustible para un proceso termoquímico o electroquímico, por lo que es desaconsejable su uso en el gasificador, en caso de excedentes de baja pureza, no aptos para otra aplicación como pila de combustible. Variables de funcionamiento: Para llevar a cabo el proceso se deberá tener en cuenta ciertos factores características, éstos son: Temperatura: Las reacciones que tienen lugar en el lecho fluido depende de la temperatura a la que se lleven a cabo. En el proceso de gasificación la temperatura estará ente 750-950ºC. Un aumento de la temperatura equivale a un incremento en la concentración de H2 y CO que aumenta el poder calorífico del producto, sin embargo, también aumentaría la cantidad de alquitranes presentes por lo que hay que llegar a una temperatura "equilibrada". Presión: Un aumento de presión, en general, contribuye negativamente a las reacciones en la gasificación, aumentando las proporciones de alquitranes e hidrocarburos Ratio equivalente, ER: Es el cociente entre la relación másica de aire y fango introducida en el gasificador y la misma relación másica de aire RDF estequiometria. Sus valores varían entre 0,2 y 0,4. Con un valor elevado el contenido de alquitranes no presenta problemas y con un valor bajo aseguramos un PCI adecuado. Ratio H/C: definido como el cociente molar de hidrogeno y carbono existente en el gasificador, incluyendo el RDF de alimentación con su humedad y el contenido, si es que hay, de vapor de agua utilizado como agente gasificante. Su valor varía entre 1.6 y 2.3. Es conveniente un valor alto, ya que aumenta el contenido de H2 y CO en el gas producto y disminuye la producción de alquitranes. Teniendo en cuenta los factores dependientes de la biomasa tratada encontramos: Tamaño de las partículas: caracterizan la duración de los procesos, así como el volumen del reactor. En el caso de los gasificadores de lecho fluido, caracteriza la velocidad de fluidización. En nuestro caso, y como se ha mencionado en apartados anteriores, el tamaño de las partículas es de 5 mm de diámetro y 30 mm de longitud. Análisis elemental (contenido en C, 𝐻2 , 𝑁2 , S, Cl y 𝑂2 ): Influye en la proporción gasificante/cantidad de biomasa óptima, caracteriza la producción de contaminantes Análisis inmediato: el contenido de cenizas es el parámetro más importante (inferior al 10%) PCI: el poder calorífico inferior del combustible se considera teóricamente entre 16,600 y 21,300 kJ/kg. Tras test experimentales llevados a cabo se determino que el PCI experimental estaba más cerca del valor inferior y podría considerarse como 16,500 kJ/kg. Humedad: influye sobre el balance térmico del proceso y la composición de gas de salida. En el caso estudiado se encuentra entre los valores de 3.7 y 9.1%. 2.2 Acondicionamiento y purificación del gas En el proceso de gasificación de biomasa se obtiene un gas con las características necesarias para ser usado en calderas, motores, turbinas de gas y turbinas de vapor (ciclos combinados), síntesis químicas y pilas de combustible. Sin embargo, es necesaria una etapa previa de depuración para acondicionar el mismo a su posterior uso y hacer que cumpla con las normativas medioambientales. En la siguiente tabla podemos observar las características deseables de este syngas, saliente del gasificador, para ser aprovechado en las 36 posibles diferentes aplicaciones: Tabla IX : Requerimientos del gas de producto en función de los posibles usos. Boletín grupo español carbón (E. Ruiz, 2014). Como muestra la tabla, para nuestro caso de estudio es conveniente un syngas con un poder calorífico lo más alto posible, alta cantidad de hidrocarburos y baja presión. Se observa que para el motor será necesaria una limpieza algo más completa que para la caldera. 2.2.1 Procesos propuestos El objeto del presente estudio es definir un proyecto que permita acondicionar los residuos tratados para su aprovechamiento en una caldera y un motor para la producción de energía eléctrica. Se han elegido estas dos aplicaciones puesto que son las que presentan mayores ventajas y rendimientos presentan dentro de las posibles alternativas para la obtención de energía de este tipo de combustibles. Las características de las mismas dependerán del dimensionamiento de la planta y sus necesidades. Aplicación para la conversión de energía Eficiencia neta eléctrica planta de gasificación Caldera 15-23% Principales ventajas ► Tecnología muy avanzada, con garantía de funcionamiento, alto rendimiento, y fiabilidad. ► La vida útil de las calderas es normalmente mayor que la de otros sistemas Turbina de vapor 10-20% ►Componentes de turbina aislados de productos de combustión ►Largos intervalos para mantenimiento, alta disposición ►Alto trabajo específico 37 Principales desventajas ►Mayores costes de operación y mantenimiento. ► Eficiencia eléctrica generalmente más baja ►Altos costes de inversión ►Eficiencia eléctrica baja para plantas pequeñas ►Plantas muy grandes debido a las necesidades de espacio de caldera y condensador ►Perdidas eficiencia a carga parcial Turbina de gas 15-25% ►Alta eficiencia incluso a bajas escalas ►Elementos de la turbina expuestos a los productos de combustión ►Compacta ►Moderados costes de inversión ►Largos intervalos para mantenimiento, alta disposición ►Perdidas eficiencia a carga parcial ►Ideal para plantas de cogeneración Turbina de combustión externa 10-20% ►Componentes de turbina aislados de productos de combustión ►Alta eficiencia incluso a bajas escalas ►Altos costes de inversión ►Intercambiador de calor expuesto a altas temperaturas y agresivos gases de combustión ►Perdidas eficiencia a carga parcial ►Largos intervalos para mantenimiento, alta disposición ►Ideal para plantas de cogeneración Motor 13-28% ►Alta eficiencia a pequeñas y grandes escalas ►Elementos de la turbina expuestos a los productos de combustión ►Relativamente costosa ►Cortos intervalos para mantenimiento, baja disposición ►Larga duración y posible puesta en marcha ►Perdidas eficiencia a carga parcial marginales Tabla X: Ventajas y desventajas de los posibles usos del gas producto de una gasificación de biomasa Para el estudio de este proyecto se han estudiado las aplicaciones de caldera de gas y motor con unos correspondientes rendimientos de 20% y 30% ya que son las más ventajosas para este tipo de planta y las que presentan mayores rendimientos. Presentando características comunes entre las que destacan mayor vida útil, tecnologías más avanzadas y desarrolladas aunque debiendo hacer frente a desventajas como mayores costes totales. 2.2.2 Límites emisiones permitidos La limpieza del gas es teóricamente capaz de asegurar el cumplimiento de los límites de emisiones expuestos en el apartado. El gobierno español regula las emisiones vertidas al ambiente según lo mostrado en la Tabla XIV: 38 C [mg/𝑚3 ] Contaminante Partículas totales 20 HCl 10 HF 1 N𝑂𝑋 para instalaciones existentes 800 N𝑂𝑋 para instalaciones nuevas 200 S𝑂2 200 𝑁𝐻3 5-10 Tabla XI: Valores límite de emisión totales (Boletín Oficial del Estado, 2015) Las instalaciones que trabajan con residuos sólidos recuperados deben someterse a límites más restrictivos que los aplicados a combustibles tradicionales, esto es debido a que depende del contenido de los mismos, que varían de un caso a otro por lo que no existen límites específicos aplicables. Por este motivo se hace necesario instalar sistemas de limpieza de gases más complejos. Ésta diferencia puede ser visible en la siguiente Tabla XV: Tabla XII: variación de los límites de emisión cuando se utilizan SRF/RDF (Sánchez, 2013). 39 2.2.3 Necesidades de limpieza Como se ha comentado con anterioridad, la gasificación de la biomasa no leñosa, en nuestro caso de estudio RDF genera componentes ricos en sulfuro y cloro que deben ser eliminados del proceso para su posterior aprovechamiento. Los efectos asociados en los contaminantes en las aplicaciones propuestas se pueden observar en la siguiente tabla: Tabla XIII: Contaminantes principales y problemas asociados al proceso de gasificación (E. Ruiz, 2014) Para la limpieza del gas se emplean tecnologías similares, aunque de mayor complejidad, a las usadas en aplicaciones para la industria del petróleo y el carbón. Las tecnologías deben ser capaces de cumplir los límites de emisiones fijados por las normativas. La limpieza de los gases se ha llevado a cabo tradicionalmente a través de métodos húmedos, lo que hace necesario un enfriamiento de los gases, lo que supone una pérdida de energía y unos costes muy elevados. A pesar de ello, es la vía húmeda la más usada en las plantas de gasificación existentes, para aplicaciones que trabajan con gases a bajas temperaturas ya que se considera una tecnología desarrollada, con fácil diseño y eficacia comprobada. Sin embargo, la limpieza de gases en caliente, permite un mejor balance energético y una mejor economía del proceso. Las cantidades para ser eliminadas de sulfuro y cloro, los principales objetivos de limpieza, dependerán de la composición del combustible y de las necesidades de la aplicación de gas. Más adelante, se detallará cómo en función de las necesidades de la aplicación se elige entre los diferentes sistemas de limpieza a continuación explicados. 2.2.3.1 Eliminación de partículas Las partículas están formadas por todos los elementos en fase sólida que salen del gasificador, principalmente por las cenizas. Estas cenizas presentan características erosivas, cohesivas, reactivas y adhesivas. Su cantidad dependerá del proceso de gasificación. En el siguiente cuadro se observan los diferentes valores que generan las distintas configuraciones de gasificador. 40 Tabla XIV: Niveles de partículas y alquitranes para diferentes tipos de gasificadores (Herrera, 11 de marzo de 2013) Como se observa ,se generan menos partículas y de menos tamaño en los gasificadores de lecho móvil. Partículas por encima de 10 pueden ser eliminadas con ayuda de ciclones, re circulando el material separado a los gasificadores. Para eliminar las pequeñas partículas que estos no han sido capaces de eliminar es necesario el uso de equipos más eficaces como filtros cerámicos, de mangas o precipitadores electrostáticos. Es habitual encontrar estos aparatos a continuación de los ciclones para conseguir eficacias globales de separación de hasta 99%. Ante la posibilidad de la sinterización de los materiales que constituyen estas máquinas debido a las altas temperaturas, será necesario enfriar los gases. 2.2.3.2 Eliminación haluros Algunos compuestos de la biomasa pueden presentar concentraciones de hasta el 0.5% en peso de cloro, el cual puede sufrir diferentes reacciones durante la gasificación. Puede encontrarse en las cenizas del gasificador, partículas retenidas por el ciclón y en el gas producto en forma de cloruro de hidrogeno HCl. Se forman altas concentraciones de HCl de hasta 500-2000 ppmv durante la gasificación. Su concentración depende de la temperatura, tipo de biomasa y la presencia de otros contaminantes. La concentración de cloro en el gas producto también depende de la aplicación. Cuando presentan una combinación con el amoniaco, puede formar cloruro de amonio, el cual a altas temperaturas se encuentra en fase gas, pero a temperaturas de entre 250-250ºC empieza a solidificarse y presenta un riesgo de taponamiento en etapas sucesivas. Cuando se disuelve (condensa) en agua este empieza a ser altamente corrosivo. (Problemas similares se presentan con el potasio y sodio). Los procesos de limpieza de HCl pueden agruparse en dos grupos: procesos secos y húmedos. En los secos, el cloro es eliminado con un adsorbente mientras que en los húmedos es eliminado con una corriente líquida de lavado. Para el proceso en seco hay dos tipos de adsorbentes comercialmente disponibles: carbonato sódico (𝑁𝑎2 𝐶𝑂3 , 𝑁𝑎𝐻𝐶𝑂3 ) y oxido de calcio (CaO). Para limpiar el gas producido, CaO es menos apropiado ya que reacciona con 𝐶𝑂2 . El 𝐶𝑂2 no tiene influencia alguna en la el rendimiento de sorbentes basados en Na cuando trabajan a temperaturas entre 300 y 600ºC. Las concentraciones de HCl pueden ser reducidas a concentraciones menores de 1ppmv. (R.W.R.Zwart, 2009) El proceso húmedo se lleva a cabo en scrubbers húmedos que habitualmente emplean agua o una solución acuosa caustica. La cantidad de agua presente en el gas producto debe ser capaz de eliminar 500 ppmv de HCl del gas cuando condensa. Si no está permitido desechar el agua con los condensados se deberá instalar un sistema adicional para el tratamiento del agua, como por ejemplo un intercambiador iónico, lo que encarecerá el presupuesto del tratamiento de limpieza. La alternativa a esto es utilizar un scrubber caustico. Este no solo eliminara el HCl de manera efectiva, además eliminara otros componentes como 𝐶𝑂2 , COS and 𝐻2 𝑆. Las reacciones que tienen lugar son: 41 𝐻𝐶𝑙 + 𝑁𝑎𝑂𝐻 → 𝑁𝑎𝐶𝑙 + 𝐻2 𝑂 𝐶𝑂2 + 2𝑁𝑎𝑂𝐻 → 𝑁𝑎2 𝐶𝑂3 + 𝐻2 𝑂 𝐻2 𝑆 + 𝑁𝑎𝑂𝐻 → 𝑁𝑎𝐻𝑆 + 𝐻2 𝑂 𝐻2 𝑆 + 2𝑁𝑎𝑂𝐻 → 𝑁𝑎2 𝑆 + 2𝐻2 𝑂 𝐶𝑂𝑆 + 2𝑁𝑎𝑂𝐻 → 2𝑁𝑎2 𝑆 + 𝐻2 𝐶𝑂3 La reacción con el CO2 debe ser evitada ya que la sal carbonada que se forma tiene una baja solubilidad y no podría ser retirada con facilidad. Esta reacción puede ser eliminada con tiempos de residencia cortos. Las reacciones entre NaOH y HCl o 𝐻2 𝑆 se producen relativamente rápido, de aquí el hecho que se pueda controla una eliminación selectiva. (R.W.R.Zwart, 2009). 2.2.3.3 Eliminación metales alcalinos En general, algunos tipos de biomasa pueden contener altas cantidades de metales alcalinos. Los metales alcalinos como sodio y potasio, como hemos observado en la Tabla XVI, a altas temperaturas son muy volátiles y pueden acarrear problemas al sistema también pueden ser un posible desactivador de catalizadores, si estos son usados durante el proceso aguas abajo. Los metales alcalinos contenidos en las cenizas de la gasificación se evaporan para formas productos como KOH y KCl, los cuales son capaces de atravesar los sistemas de separación de partículas cuando estos trabajan por encima de los 650ºC. Enfriar el gas por debajo de esta temperatura permitirá una mayor condensación de los metales alcalinos sobre las pequeñas partículas arrastradas, así podrán ser separados conjuntamente por un sistema de filtrado. 2.2.3.4 Eliminación compuestos nitrogenados En procesos como el tratado, en los que se incluye una gasificación, mientras durante la pirolisis se desprende parte del nitrógeno de la biomasa, la otra parte lo hace a través de las reacciones de gasificación. El nitrógeno gasificado forma principalmente amoniaco 𝑁𝐻3 y, en menor cantidad, cianuro de hidrogeno HCN lo que supone un problema medioambiental. Las bajas temperaturas y las condiciones reductoras disminuyen la producción de óxidos de nitrógeno. El amoniaco es eliminado de los gases producto a través de scrubbers húmedos o conversión catalítica. La eliminación catalítica es posible con ayuda de catalíticos similares a aquellos empleados en el craqueo del alquitranes o hidrocarburos. Un lecho metálico, con base de niquel o de dolomita, a través de la reacción 𝑁2 + 3𝐻2 ↔ 2𝑁𝐻3 Puede reducir su presencia hasta un 99% en temperaturas de aproximadamente 900ºC. El amoniaco también puede ser eliminado con ayuda de scrubbers húmedos. El problema principal de esta opción sería la presencia de alquitranes en el gas producto, que terminarían también en el agua. Idealmente, alquitranes y amoniaco son eliminados de forma separada para evitar la contaminación del agua con dichos alquitranes. Sin embargo, esto requiere la eliminación previa de los mismos, lo que requiere una disminución importante de la temperatura. Mediante el uso del OLGA se puede llevar a cabo ya que permite implementar aguas abajo un sistema húmedo de scrubber convencional. El amoniaco es soluble en agua y puede ser también neutralizado con ácidos para formar sales, convertidas en N2 o retiradas del agua posteriormente. 42 2.2.3.5 Eliminación alquitranes Alquitranes es el nombre recibido por los hidrocarburos más pesados que el benceno. La formación del mismo en el interior del gasificador es un proceso muy complejo que depende de la composición del gas entrante. La cantidad de los alquitranes dependerá del tipo de combustible, las condiciones de proceso y el tipo de gasificador. Por debajo de los 400ºC los alquitranes pueden dar problemas de taponamiento de tuberías y contaminación de las aguas debido a su condensación. La limpieza de estas especies orgánicas hasta valores que sean adecuados para las diferentes aplicaciones posteriores es de vital importancia. Las medidas de reducción de los alquitranes se puede dividir en tres categorías principales, siendo craqueo y reformado, eliminación mecánica y eliminación física. Se dará una ligera idea de los métodos empleados (Zwart, 2009): -Craqueo térmico de los alquitranes llevado a cabo mediante: craqueo térmico, plasma de mayor agrietamiento y craqueo catalítico (se puede llevar a cabo en materiales de cama, camas catalíticas y monolitos y filtración catalítica). -Eliminación mecánica -Eliminación física: llevada a cabo mediante precipitadores electrostáticos, separadores de partículas rotativos, ciclones, filtros, scrubbers acuosos y finalmente OLGA. Cabe destacar que un scrubber es un equipo de limpieza del gas por el que mediante una corriente líquida, que puede estar compuesta por agua o elementos orgánicos, los alquitranes quedan retenidos. El scrubber húmedo suele ser el más empleado para la eliminación de alquitranes. Lo habitual es enfriar el gas para favorecer la aglomeración de las partículas y tars en el scrubber situado a continuación. Este proceso presenta un importante problema con el tratamiento posterior de las aguas contaminadas con sustancias orgánicas. El grupo ECN ha desarrollado OLGA, que es un sistema diseñado para la eliminación de alquitranes compuesto por varios scrubbers en los cuales el gas es limpiado por solventes/aceites especiales. En la figura podemos ver la comparativa en cuanto a eficiencia de los tres limpiadores de alquitranes principales: scrubber acuoso, idem + ESP( filtros electrostáticos) y OLGA, diferenciando para los diferentes tipos de alquitranes y mostrando el punto de ebullición para cada caso: Ilustración VIII: comparación de las tecnologías de eliminación de alquitranes (R.W.R.Zwart, 2009) . Los alquitranes pueden ser divididos en pesados y ligeros. Los pesados condensan cuando la temperatura baja de de los 250-350ºC y causan un mayor ensuciamiento, perdidas de rendimiento y paradas de funcionamiento de la planta inesperadas. El punto de condensación de estos alquitranes es crítico. Son mezclas de compuestos con elevado peso molecular, no volátiles. Los alquitranes ligeros son volátiles como los fenoles, que 43 contaminan químicamente el agua aguas arriba de condensadores y scrubbers acuosos, o naftalenos son importantes pues cristalizan en la entrada de los motores de gas causando altos costes de mantenimiento; tienen menos influencia sobre el punto de condensación. (Dalhman, 2013) Se observa que el sistema OLGA tiene mayor capacidad de alquitranes entre los distintos métodos mostrados. Dichos aparatos será estudiados y explicados de forma más extensa en el ANEXO A. 2.2.3.6 Eliminación de los gases ácidos Generalmente es más rentable económicamente eliminar el 𝐻2 𝑆 del gas que el 𝑆𝑂2 de los productos de combustión. Llegando a concentraciones de hasta H2S 2000-3000 ppmv. La eliminación del 𝐻2 𝑆 normalmente va acompañada de la del 𝐶𝑂2 . Para la limpieza de azufre de los gases existen diferentes métodos, la siguiente clasificación atiende a la temperatura a la que se realice: Limpieza de gases a baja temperatura se lleva a cabo mediante absorción, que puede ser física o química. Este proceso está diseñado para tratar grandes cantidades de gas a temperaturas inferiores a los 100ºC En ambos procesos el proceso Claus es la tecnología estándar. Normalmente este proceso opera en paralelo a uno físico o químico de absorción-desorpción como el proceso Rectisol (depuración fisca) o el proceso de aminas alcalinas. Ambos eliminan el 𝐻2 𝑆 de un gas diluido. El gas del paso de desorpcion tiene alta concentración de 𝐻2 𝑆 y puede ser usado en el proceso Claus para su conversión en S elemental. En general el proceso Claus sería inviable para pequeñas plantas que trabajen con biomasa debido a su elevado precio. (Perales Lorente, 2002) o Absorción química Utilizan un reactivo alcalino que reacciona con los gases ácidos. El diagrama de flujos puede ser el mostrado en la siguiente figura: Ilustración IX: Proceso típico de absorción química de gases ácidos [Meyers, 1984] Las soluciones alcalinas tienen mayor afinidad por el 𝐻2 𝑆 que por el C𝑂2 pero las diferencias no son suficientes para considerar separaciones selectivas. Posteriormente los gases desorbidos son tratados en una planta Claus, dando lugar a azufre solido elemental, el cual se puede llevar como producto al mercado (Muñoz, 2007). El proceso Claus se basa en la oxidación catalítica del azufre. Reacción Claus: 𝐻2 𝑆 + 1/2𝑂2 → 𝐻2 0 + 𝑆 Realizada en dos etapas: 𝐻2 𝑆 + 3/2𝑂2 → 𝐻2 𝑂 + 𝑆𝑂2 2𝐻2 𝑆 + 𝑆𝑂2 → 2𝐻2 𝑂 + 3𝑆 En una primera etapa el 𝐻2 𝑆 es parcialmente oxidado a 𝑆𝑂2 y en la segunda etapa la mezcla 𝐻2 𝑆 − 𝑆𝑂2 es oxidada para conseguir S elemental y agua. La eficacia del proceso es de un 90-95%. (Kohl, y 44 otros, 1997) o Absorción física En este caso no se produce una reacción química entre gases y la disolución. El proceso de absorción física depende únicamente de la solubilidad del gas, la cual depende directamente de la presión parcial del mismo. Cuanto mayor es la presión, mayor capacidad de absorción pero a bajas presiones los absorbentes físicos son considerablemente menos efectivos que los químicos. Debemos tener en cuenta de igual manera la influencia de la temperatura, pues favorece el proceso. La selectividad es una ventaja en estos procesos ya que el 𝐻2 𝑆 es mucho más soluble que el 𝐶𝑂2 y puede ser eliminado individualmente en un proceso que los contenga a los dos. Hay que tener en cuenta que es precisamente este factor de solubilidad común con otros gases que hace que se pierdan de la corriente del producto, por lo que habría que realizar de la desorción en varia etapas, reciclando las primeras en el absorbedor. La absorción física también elimina traza de otros compuestos no deseados como hidrocarburos de alto peso molecular y compuestos orgánicos sulfurados, evitando la formación de productos de reacción no deseados. Debido a la escasa interacción entre soluto y solvente, se necesita un menor consumo energético en el proceso de desorción. El inconveniente de este método puede encontrarse a la complicación de la absorción selectiva en etapas, desorción llevada a cabo en varias etapas, lo reciclos…etc. En cuanto a la limpieza de gases a alta temperatura, podemos distinguir entre procesos no regenerativos y procesos no regenerativos. o Procesos no regenerativos: Lecho de sorbentes basados en calcio: La piedra caliza CaCO3 se usa para la limpieza de gases con alto contenido de azufre. Su uso es recomendable debido a su bajo coste, la gran disponibilidad geográfica y su peligrosidad nula. Cuando esta contiene una alta proporción de carbonatos de magnesio de le conoce como dolomita CaCO3-MgCO3. Normalmente se recomienda usar esta en el propio gasificador, los gasificadores de lecho fluidizado utilizan un absorbente basto, como la caliza o la dolomita, para capturar parte del azufre. Sin embargo, al utilizar cal o caliza, el reactivo se consume durante el proceso y debemos reponerlo continuamente, por lo que son procesos no regenerativos. La dolomita y la caliza sufren un proceso de calcinación previo a la sulfuración, reflejado en las siguientes reacciones: Dolomita 𝐶𝑎𝐶𝑂3 ∗ 𝑀𝑔𝐶𝑂3 𝑠 → 𝐶𝑎𝑂 ∗ 𝑀𝑔𝑂 (𝑠) + 2𝐶𝑂2 (𝑔) 𝐶𝑎𝑂 ∗ 𝑀𝑔𝑂 (𝑠) + 𝐻2 𝑆 𝑔 → 𝐶𝑎𝑆 ∗ 𝑀𝑔𝑂 (𝑠) + 𝐻2 𝑂(𝑔) Caliza 𝐶𝑎𝐶𝑂3 𝑠 → 𝐶𝑎𝑂(𝑠) + 𝐶𝑂2 (𝑔) 𝐶𝑎𝑂(𝑠) + 𝐻2 𝑆 𝑔 → 𝐶𝑎𝑆(𝑠) + 𝐻2 𝑂(𝑔) La cal es menos efectiva que la dolomita pero su disponibilidad es alta y su precio es algo menor. Sin embargo es la dolomita es material más usado, llegando a conseguir reducciones de hasta 80% [Olivares, 1997] debido a su mayor porosidad que facilita la penetración de 𝐻2 𝑆 a un precio asequible y competitivo. Sin embargo ambos compuestos necesitan una continua reposición porque existe un elevado arrastre del material debido a la baja resistencia mecánica. Se muestra la capacidad de desulfuración de la dolomita y la cal, mostrando que ambos solventes pueden alcanzar hasta un 90% de eliminación del sulfuro en el gas (J. Weldon). En el caso de la caliza, la relación molar se encuentra en torno a 1.8:1 mientras que la dolomita es de 1.2:1. 45 (Hernandez, 2015). o Procesos regenerativos: Se trata de un proceso químico mediante el cual se limpian los gases de la mezcla de gases indeseados provenientes de la gasificación. Esta alternativa se justificaba que al operar a una temperatura próxima a la gasificación ayuda a incrementar la eficiencia energética del proceso, reduciendo y eliminando las necesidades de enfriar el gas antes de la eliminación de partículas y la desulfuración. Mejora la eficiencia global y elimina la necesidad de enfriadores durante el mismo. Tiene lugar una reacción gas-sólido no catalítica, el contaminante contenido en la corriente gaseosa reacciona con el sólido, dando lugar a un producto sólido, separándose de la corriente. Los aparatos más adecuados para crear este contacto son aquellos capaces de trabajar en continuo. Se propone un proceso cíclico en el cual una parte de absorción de los compuestos del azufre se deposita en la fase sólida y otra parte que es la regeneración del reactante para recuperar capacidad de absorción. Esta conversión del gas debe ser prácticamente total, reduciendo una elevada concentración varios miles de ppm a unos pocos ppm. Los reactantes usados son óxidos metálicos, dado que el sulfuro de hidrógeno, puede reaccionar con facilidad con ellos según la expresión: 𝑀𝑒𝑂𝑥 (𝑠) + 𝑥𝐻2 𝑆 𝑔 → 𝑀𝑒𝑆𝑥 (𝑠) + 𝑥𝐻2 𝑂(𝑔) Westmoreland y Harrison (Harrison, y otros, 2013) en un trabajo sin precedentes realizaron un estudio termodinámico de potencial de reacción de 28 sólidos diferentes para la eliminación del azufre en los gases de un proceso de gasificación. Como resultado, se tiene que los óxidos de Fe, Zn, Mo, V, Ca, Sr, Ba, Cu, y W son adecuados para su uso a alta temperatura en la limpieza del gas (Perales Lorente, 2002). En la siguiente grafica observamos el potencial en función de la temperatura: Ilustración X: Fracción de equilibrio del gas en la desulfuración en función de la temperatura (Perales Lorente, 2002) 46 Se observa una clara ventaja del Zn respecto a los otros ya que a altas temperaturas, funciona en un mayor rango y con la mayor capacidad. El estudio presenta como mejor alternativa de sorbente al oxido de titanio de zinc ya que posee las mejores características, ya que se estabiliza el oxido de cinc en la matriz soporte de 𝑇𝑖𝑂2 aumentando la temperatura de uso y evitando la volatilización, pero a su vez, manteniendo baja la concentración de equilibrio del acido sulfhídrico. Además, está indicado para su uso en lecho fluidizado, como es nuestro caso. Ilustración XI: Equilibrio de la concentración de 𝑯𝟐 𝑺 en función de la temperatura (Perales Lorente, 2002) Sin embargo, el 𝑇𝑖𝑂2 no reacciona con el 𝐻2 𝑆 por tanto la capacidad de absorción del ZnO es mayor que la del titanio de cinc. Aún así, este sorbente está todavía en fases de desarrollo por lo que sus características no están garantizadas. La reacción producida del ZnO con 𝐻2 𝑆 es la siguiente: 𝑍𝑛𝑂 𝑠 + 𝐻2 𝑆(𝑔) → 𝑍𝑛𝑆(𝑠) + 𝐻2 𝑂(𝑔) La ilustración XIV muestra la concentración de equilibrio en función de la temperatura. En la que el valor de la constante de equilibrio sería de aproximadamente 6· 10−6 a 300ºC. La temperatura parece afectar negativamente a la reducción de 𝐻2 𝑆 en el gas. 2.2.3.7 Eliminación COS El sulfuro de carbonilo, COS, es un componente orgánico del sulfuro. Ni los procesos químicos ni físicos son capaces de eliminarlo de forma eficiente, además a bajas temperaturas este compuesto de transforma en 𝐻2 𝑆. Existen catalizadores que aceleran este proceso como pueden ser el aluminio o el titanio pero también encontramos que el ZnS, formado tras la eliminación del 𝐻2 𝑆 del gas gracias al oxido de cinc, ZnO, tiene las mismas funciones. Por tanto en el proceso mediante el cual se elimina del gas el 𝐻2 𝑆, estaríamos eliminando 47 el COS de manera simultánea. 2.3 Aplicaciones Como se ha explicado con anterioridad, las aplicaciones estudiadas para este proyecto serán una caldera y un motor. En ambas, el esquema simplificado del proceso llevado a cabo es el mostrado en la siguiente ilustración: Ilustración XII: Esquema básico común para ambas aplicaciones Los flujos de entrada dependerán de las necesidades de cada operación para producir la electricidad deseada por medio de la aplicación. Según las necesidades de limpieza del gas que presente cada aplicvacion, se propondrá un sistema diferente. A continuación se introducirá la idea de la configuración de los procesos y las semejanzas con los predecesores. 2.3.1. Caldera El producto del gasificador se usa para su combustión en una caldera capaz de producir calor o electricidad con una turbina de vapor. Partiremos de un proceso inicial en el que el combustible es una biomasa leñosa, estudiada y planteada por la ECN (ECN, 2006), centro de investigación en los Países Bajos que trabaja por el desarrollo de sistemas energéticos sostenibles, en él se plantean los procesos necesarios para gasificar y limpiar una biomasa de partida con un poder calorífico mayor y menos contaminantes. Posteriormente, se añadirán y modificarán los aparatos y procesos de limpieza necesarios para el uso de la biomasa no leñosa, RDF, que estamos tratando. Proceso con biomasa leñosa: tal y como podemos observar en el documento ECN “Gasification of Non-woody Biomass” el gas, tras su salida del gasificador se tiene que enfriar hasta 400ºC para poder conducirlo hasta tres ciclones que retienen las partículas de cenizas, de esta manera se reduce el riesgo de ensuciamiento de la caldera. Las cenizas son retiradas del gas más profundamente para cumplir con límites de emisiones con filtros de tela. En esta aplicación no es necesaria la eliminación del alquitrán de una manera especial. 48 Ilustración XIII: Aplicación de gasificación a biomasa leñosa para caldera Proceso con biomasa no leñosa: la biomasa no leñosa introduce compuestos de cloro y azufre como 𝐻2 𝑆, HCl y COS y aumenta la cantidad de ceniza. La composición tras el gasificador contiene altos niveles de los mismos, los cuales se tratarán de manera especial. Para cumplir los límites de emisiones debemos reducir los componentes de sulfuro y de cloro. Éstos pueden ser eliminados en el gas antes de la caldera o en el gas producto proveniente de la misma. Las razones que justificarían su eliminación en el gas que entra en la caldera son: o La eliminación del cloro y el sulfuro en la caldera puede hacer disminuir el riesgo de corrosión dentro de la misma y aumentar la capacidad de operación. La concentración máxima permitida dentro de la caldera dependerá de los materiales usados para su construcción. o Podemos reducir el tamaño del equipo de limpieza ya que el gas se ve reducido a la mitad. o No tienen que ser eliminados completamente para cumplir los límites de emisiones pues en la caldera el gas es diluido con el aire de combustión, reduciendo de esta manera su concentración. Puede decirse que el contenido en cloro y sulfuro es tan reducido para cumplir los posteriores límites de emisiones que los riesgos de corrosión dentro de la caldera están minimizados. El problema presente en este tipo de configuración es que es más difícil la limpieza del gas a altas temperaturas. Adicionalmente, debemos tener en cuenta, que sería recomendable que la caldera tuviese un quemador con bajas emisiones de 𝑁𝑂𝑥 y probablemente, habría que instalar un sistema de limpieza de dioxinas en la corriente de gas, para poder cumplir con los límites impuestos. Las calderas con un quemador con bajas emisiones de 𝑁𝑂𝑥 reducen la temperatura de combustión para así reducir la emisión de óxidos de nitrógeno. Estas pueden hacer pasar una circulación de agua a través del quemador, o también se podría tratar de calderas de condensación. Las calderas de condensación recuperan la energía del vapor de agua de la combustión y reducen la emisión de NOx considerablemente. Las dioxinas pueden ser reducidas con un catalizador de 𝑁𝑂𝑥 o con carbón activo en la corriente de gas proveniente de la caldera. El carbón activo puede ser usado como combustible para el gasificador donde las dioxinas son destruidas. En el periodo de estudio del proyecto realizado por la ECN no se contaban con suficientes datos por lo que no se llevo a cabo la eliminación de dioxinas y no desarrollaremos su estudio. La implementación de la limpieza del gas para calderas es prometedora. Disminuir la concentración del 49 sulfuro y el cloro en el gas producto es sencillo. Las tecnologías para la limpieza del gas son simples y teóricamente capaces de reducir lo suficiente el cloro y el azufre para cumplir con los límites impuestos por la normativa. La realización de la limpieza del gas se maximiza pero debe ser comprobada experimentalmente. Plantas similares Como ejemplo tenemos a la compañía finlandesa Lahden Lämpövoima Oy (LLV) con el proyecto llevado a cabo en Lahti. El proyecto trata de una planta cuyo combustible principal es la biomasa y es capaz de ofrecer aproximadamente 20MW eléctricos que abastecen a la ciudad. La inversión es de 12 millones de euros, que incluyen inversión inicial, costes de la adaptación de los desechos para la planta, costes de operación y mantenimiento. En el estudio “Case study on Lahden Lampovoima gasification project Kymijarvi power station, Lahti, Finland” (D.L., 2002) Se muestra el estudio resumido de la planta. Ilustración XIV: Esquema de la planta simplificado (D.L., 2002) Tecnología Inerco (Inerco): la tecnología de gasificación es la más parecida a la propuesta en el proyecto, su producción es de a 2MW eléctricos. Con una inversión de entre 7 millones de euros la instalación completa. El esquema básico de la función de la misma es el mostrado en la ilustración VII en la que observamos el planteamiento de las diferentes etapas del proceso: 50 Ilustración XV: Esquema de funcionamiento de la tecnología Inerco (IDAE, 2010) 2.3.2. Motor El gas producto del gasificador de lecho fluido puede ser también utilizado para la producción de electricidad y calor con el motor de gas. 1 Para biomasa leñosa, tal como describe nuestro documento ya nombrado “Gasification of Non-woody Biomass”, el agente gasificante y la biomasa leñosa introducida dan lugar a un gas que es enfriado hasta 400ºC. Tras el enfriador, las cenizas son parcialmente eliminadas por un ciclón. Tras el ciclón los alquitranes son eliminados con OLGA1. Después del OLGA, el gas se enfría de forma más significativa y el agua es retirada en el quench. En el último paso del proceso el 𝑁𝐻3 es eliminado en un limpiador acuoso para llevar el gas producto a las especificaciones requeridas por el motor. Un sistema de 𝑁𝑂𝑥 no es necesario en los gases de escape del motor cuando se instala un sistema de 𝑁𝐻3 . Proceso mostrado en figura: Desarrollado por la ECN y explicado en el anexo 51 Ilustración XVI: Aplicación de gasificación a biomasa leñosa para motor Cuando utilizamos biomasa no leñosa, en nuestro caso RDF. Como se ha explicado con la caldera, el gas producto contiene de nuevo una cantidad no despreciable de componentes ricos en azufre y cloro, así como un notable aumento de cenizas. Para esta aplicación la cantidad de cenizas, sulfuro y cloro componentes es eliminada para cumplir las emisiones del motor definidas en el apartado de emisiones. El sistema de eliminación del sulfuro será similar al de la caldera, pero el sistema de eliminación del cloro es diferente. El cloro es eliminado con un quench acuoso. Éste en un primer momento es instalado para enfriar el gas y quitar el agua del gas producto. Sin embargo, la cantidad de agua condensada es suficiente para disolver el gas en fase HCL tanto como para garantizar la concentración de cloro permitida en emisiones y para el motor. La presencia de 𝑁𝐻3 en el gas producto no permitirá que el agua condense con un bajo PH y mejora la retirada del HCL. Por este motivo, la eliminación del HCL podría hacerse sin un equipo adicional, sin los costes que ello conlleva. El cloro contenido en el agua condensada no tendrá un PH muy bajo y su limpieza dependerá del gasto de agua permitido por las autoridades locales. Los requisitos respecto al Cl y S para el motor están basados en parámetros como la corrosión y la degradación del aceite (Van Passen et al., 2006). La concentración de elementos ricos en sulfuro y HCL no es crítica pero está relacionada con el tiempo de cambio del aceite y puede atacar a las partes metálicas. El 𝑆𝑂2 o 𝑆𝑂3 formado durante la combustión puede incrementar la acidez de los aceites, haciéndolos corrosivos a niveles inadmisibles. La concentración de cloro para un motor es crítica porque el HCl es muy corrosivo. Ataca y destruye todas las partes del motor junto con los aditivos del aceite lubricante, aumentando las veces de cambio de aceite. Por lo tanto cuando los requerimientos para los límites de emisiones están cubiertos, también lo están los del motor. Para el desarrollo de los sistemas de eliminación de 𝐻2 𝑆 y HCl debemos de tener en cuenta ciertos riesgos de operación: o Posible formación de ZnC𝑙2 debido a la reaccion del HCl con el ZnO. El compuesto formado puede evaporarse, dependiendo de la presión parcial del HCl, del tiempo de residencia del ZnO y de la temperatura de operación. 52 o La formación de 𝑁𝐻4 𝐶𝑙 en el OLGA: cuando 𝑁𝐻4 𝐶𝑙 crea problemas en el OLGA, HCL debe ser eliminado antes con carbonato sódico. A diferencia del caso de la caldera, en el sistema de limpieza de gases del motor colocamos el OLGA justo después del lecho de ZnO. Esta configuración se debe a que el gas se enfría en el OLGA por lo que supone un ahorro energético dicha configuración al no tener que enfriar el gas para ser calentado posteriormente pata la limpieza de 𝐻2 𝑆 pero presenta problemas ya que el gas va cargado de alquitranes cuando entra en el lecho, lo que provoca su deposición en las partículas de ZnO, muy sensibles al contaminante y por lo que la limpieza se vería disminuida. En este caso se ha decidido continuar con el modelo en el que el OLGA se encuentra tras la limpieza del sulfuro debido al ahorro energético que presenta, aumentando así la complejidad de la limpieza de sulfuro. Como conclusión del estudio para el motor, las perspectivas son muy similares a las de la caldera. Teniendo en cuenta que en este caso, en vez de la eliminación del cloro con bicarbonato sódico, el HCL es eliminado junto con el agua condensada en el scrubber. La eliminación de HCL puede ser fácilmente controlada con la adicción de agua al scrubber. Plantas similares En este caso, contamos tres casos similares al planteado en el estudio “Estudio de viabilidad, Dimensionamiento e instalación eléctrica en una planta de cogeneración a partir de gasificación de biomasa de 2 MW” (Martínez, 2014): Tecnología de lecho fluidizado de presión compensada (Enamora) con motor Guascor: la planta es flexible y escalable dependiendo de las condiciones que se le planteen. En este caso se estudian las dimensiones coincidentes con las del proyecto. La energía es transformada en eléctrica en un motor GUASCOR. El proyecto requiere una inversión inicial de 6.3 millones de euros Tecnología Greene con motor G.E. Jenbacher con una inversión de 4.2 millones de euros Tecnología Necer cuenta una inversión inicial de 6.28 millones de euros. Necer y CareCo han estudiado y mejorado la tecnología de Gasificación y Limpieza de Syngas, ejecutándola a la primera Planta de Gasificación de Biomasa instalada en España de 1,6 MWe (5,5 MWth). En la siguiente lustración se puede observar los módulos que componen el diseño básico de la planta: Ilustración XVII: Planteamiento tecnología Necer Se muestra en el módulo 1 el almacenamiento de la biomasa, que alimenta la siguiente etapa que es la 53 gasificación. A la salida de la gasificación, en el modulo 3 presenta una subdivisión pues dependiendo de la aplicación, el gas necesitará un tratamiento de limpieza diferente. Este esquema será el seguido a lo largo de este proyecto pues la división y aplicaciones coinciden con las estudiadas. Ilustración XVIII: Planta de gasificación de 1.6 MWe (Játiva, Valencia).TECNOHOLDING CareCo-USA Gasification. 54 3. DISEÑO DE LA PLANTA DE GASIFICACIÓN EL proyecto se centrará en un rango de producción eléctrica media entre los 0.5-5MWe, ya que tras un estudio de mercado y oferta de empresas locales, los rangos de trabajo no superan estas cifras. Como ejemplo tenemos: INERCO (INERCO) que ofrece Plantas de Generación Combinada de Calor y Electricidad de hasta 5 MWe, basadas en Tecnología propia de Gasificación de Lecho Fluido Burbujeante atmosférico con aire como agente oxidante, Ingeniería y Desarrollo en Energías Renovables (IDER, 2013) que ofrece potencias eléctricas entre 1-5MW para instalaciones con gasificaciones en lechos fluidos. En nuestro caso hemos fijado el dimensionamiento de la planta entorno a la producción de 2MW eléctricos teniendo en cuenta que los rendimientos típicos de este tipo de plantas varían entre 0.27-0.3. Una vez planteados los procesos de una forma teórica, y proponiendo la cantidad de RDF que se desea tratar, deducida en este apartado así como la composición definitiva , procederemos al posible dimensionamiento específico de la planta. Los datos asumidos son los obtenidos por el estudio que se ha tomado como base del proyecto de Umberto Arena (Umberto, 2015) ,cuyo valores observamos en la siguiente tabla: Analisis definitivo % C 41.2-45.4 H 6.0-6.5 N 0.66-0.70 S 0.1-0.3 Cl 0.1-0.2 O 22.9-24.2 Humedad 3.7-9.1 Cenizas 18.5-20.4 PCI [Kj/kg RDF] Teórico 16.600-21.3000 Experimental 16.500 Tabla XV: principales propiedades del SRF seleccionado (Umberto, 2015) El resultado final es un gas cuya composición varía en función de las características de la biomasa, el agente gasificante utilizado y las condiciones de proceso. El gasificador será instalado antes de las aplicaciones propuestas y estudiadas, en este caso caldera y motor de gas. En el proceso el sulfuro será eliminado con dos absorbentes sólidos, primero se utilizara uno más económico, para grandes cantidades, seguido de uno de mejor calidad ZnO para la fase de “pulido” para cumplir con los límites de emisiones. Para el HCl utilizaremos un absorbente que puede ser vendido tras su 55 uso (en el caso de la caldera).Para la aplicación del motor de gas, el HCl será eliminado después del mismo con OLGA. Dioxinas y alquitranes serán eliminados juntos en el OLGA. Para la caldera, medidas adicionales serán puestas en marcha para quitar las dioxinas, si fuese necesario, para el funcionamiento de la misma. La limpieza del gas es teóricamente capaz de asegurar el cumplimiento de los límites de emisiones expuestos en el apartado. Comenzaremos hablando del gasificador y sus condiciones de operación, comunes en ambos procesos. El diseño escogido finalmente es un gasificador de lecho fluido burbujeante, por la facilidad de operación que presenta al trabajar con residuos, la buena calidad del gas producido y el aceptable precio de mercado. Como agente gasificante debemos elegir entre aire y vapor y aire, usaremos el aire ya que es el más adecuado para este tipo de proceso y su coste es menor. Al elegirlo, necesitaremos un aumento de temperatura en el proceso, debido al elevado contenido de nitrógeno, lo que provocará el craqueo de parte de los alquitranes formados y una disminución de estos en el gas producto. Mediante esta medida, evitaremos la necesidad de eliminación y limpieza en etapas posteriores. Por otra parte, el aumento de temperatura disminuirá las propiedades del gas obtenido. En nuestro estudio emplearemos un gasificador directo, es decir que el agente gasificante produzca una gasificación en su interior al contacto con la biomasa, puesto que presenta mayores ventajas para nuestras aplicaciones de caldera y motor. Un gasificador directo produce un gas con mayor poder calorífico. Se ha realizado un estudio sobre la bibliografía existente para encontrar un proceso lo más similar posible en el que se produzca una gasificación de residuos sólidos con un lecho fluido burbujeante. Arena (Umberto, 2015) llevaron a cabo una serie de estudios sobre el tema, en los cuales utilizaron un gasificador con aire a escala piloto (Arena 2014), dichos estudios han sido tomados como referencia en el proceso. EL gasificador en cuestión, se alimenta con un flujo de 5230 toneladas al año, trabajando 300 días al año lo que equivale a 0.726t/h para conseguir una potencia de 400kW térmicos. En la siguiente tabla, obtenida del estudio comentado, se muestran las características del gasificador tales como la cantidad típica de material de cama, más tarde comentada, que en este caso es de 145 kg y los equipos necesarios para el tratamiento del gas a la salida del gasificador: Necesidad SRF anual 5230 toneladas/año Disponibilidad planta 300 días/año Producción poder eléctrico neto 400 kWe Velocidad nominal de flujo 0.72 m/s De temperaturas de cama 700-900ºC Cantidad típica de material de cama 145 kg Agente oxidante Aire Diámetro interno del gasificador lecho fluido 1.5 m Altura de la sección sin borde 4.3 m Tabla XVI: Parámetros principales propuestos en el gasificador de aire del proyecto de Umberto Arena (Umberto, 2015) Se trata de un reactor fácilmente escalable, sin efectos desviadores, por lo que su uso nos permitirá realizar diferentes cálculos de este estudio Existen diferentes catalizadores para la reducción de alquitranes: con base de metales de transición, rocas calcinadas (cal, dolomita, magnesita...), materiales arcillosos, óxidos de hierro, alúminas, el olivino,…etc. De ellos solo unos pocos han sido seleccionados para su uso en equipos y procesos de este tipo debido a un coste económicamente justificable. Los más estudiados han sido la cal, dolomita, olivino y alúmina. Estos 56 hacen que se produzcan diferentes reacciones dentro del gasificador y no solo afectan a la producción de alquitranes sino también a su composición. El material usado para mantener el lecho fluido será el olivino ya que este ofrece excelentes resultados para la eliminación de alquitranes y es el empleado en nuestro estudio referencia por lo que se dispone de la información mostrada y estudiada a continuación. Sus características químicas están reflejadas en la siguiente tabla: Mineral Mg-Fe silicato Composición química % 𝑆𝑖𝑂2 39-42 MgO 48-50 𝐹𝑒2 𝑂3 8-10.5 CaO <0.4 𝐾2 𝑂 - 𝑇𝑖𝑂2 - 𝐴𝑙2 𝑂3 0.8 𝐶𝑟2 𝑂3 𝑀𝑔3 𝑂4 Tamaño promedio 200÷400 µm Densidad de las partículas 2900 kg/𝑚3 Tabla XVII: Características del olivino utilizado como material de cama (Umberto, 2015) Las características de las partículas de olivino muestran que está formado principalmente por 𝑆𝑖𝑂2 ,MgO y 𝐹𝑒2 𝑂3 ,encontrando 𝐴𝑙2 𝑂3 ,𝐶𝑟2 𝑂3 , 𝑀𝑔3 𝑂4 y CaO en menor medida. La densidad del material es de 2900kg/m3 y su tamaño varía entre 200 y 400 μm. Las pruebas en los estudios del nombrado estudio, se llevaron a cabo manteniendo la velocidad superficial del gas en el gasificador a 0,7m/s con una temperatura del lecho de 850ºC. En la tabla XXIV veremos cómo se realiza dos pruebas variando su ratio estequiométrico, que como se ha explicado previamente, es la relación de aire alimentado respecto del aire teórico necesario para la combustión completa. Su valor depende del combustible y en nuestro caso se ha estudiado para los valores 0.302 y 0.318 que, tras previos estudios a este se demuestra que son los que optimizan el proceso. Si el ratio aumenta, la temperatura del lecho sube, y si se quiere mantener constante esta temperatura, se debe disminuir la temperatura del aire de alimentación. Según el estudio realizado por Arena, los principales parámetros para evaluar el proceso y determinar el que presenta mayores beneficios son: o Energía específica (Especific Energy, EE, kWh/kg SRF): energía que contiene el gas por kg de RDF utilizado. o PCI del gas producido (LHV,Low Heating Value, kJ/Nm3) sus bajos valores se deben a la dilución del gas debido al nitrógeno introducido por el aire. Nos se incluyen los elementos más pesados, que 57 aumentarían su valor y por lo que durante el proceso, se intentaran re circular hacia el gasificador de nuevo. o CCE (Carbon Conversion Efficiency): flujo de SRF transformado en productos gaseosos (CO, CO2, CH4 and CnHm) respecto al flujo de alimentación del gasificador o CGE (Cold Gas Efficiency): queda definido por el valor calorífico del gas producido secado, frio después de la limpieza (esta definición incluye el amoniaco en el gas) del mismo dividido por el poder calorífico de la biomasa en el gasificador. Es decir, la energía que el combustible transmite al gas producido. Un aumento en la eficiencia del gas frío es posible mediante la integración de un secador, reciclaje de alquitrán en la canalización al generador de gas, instalación de una cámara de combustión o un aumento en la temperatura de precalentamiento del aire de combustión. Por lo tanto, buscaremos un valor de CGE lo más alto posible. Condiciones de operación ER 0.302 0.318 𝑘𝑔𝑎𝑖𝑟𝑒 /𝑘𝑔𝑆𝑅𝐹 1.73 1.82 kg 146 146 𝑘𝑔𝑆𝑅𝐹 /ℎ 51.9 49.4 Velocidad fluidización m/s 0.72 0.73 Temperatura aire precalentamiento ºC 329 542 Velocidad general de fluidización m/s 0.79 0.82 Temperatura de cama en estado estable ºC 879 898 Temperatura del syngas a la salida del reactor ºC 801 822 Producción de syngas (base seca) 3 𝑚𝑁 /𝑘𝑔𝑆𝑅𝐹 1.91 2.04 Producción de syngas (base seca) 𝑘𝑔𝑠𝑦𝑛𝑔𝑎𝑠 /𝑘𝑔𝑆𝑅𝐹 2.34 2.56 3 𝑘𝐽/𝑚𝑁 5160 4910 𝑘𝑊ℎ/𝑘𝑔𝑆𝑅𝐹 2.78 2.79 Eficiencia de la conversión del carbón CCE 0.81 0.92 Eficacia gas frio CGE 0.61 0.61 Aire/combustible A/F Cantidad material cama Ratio flujo SRF Resultados proceso y parámetros LHV del syngas Energía específica SE Tabla XVIII: Condiciones de operación resultantes de los test llevados a cabo (Umberto, 2015) Como se muestra en la tabla, la mayoría de los parámetros que optimizan el proceso son los obtenidos en la segunda prueba: la CGE con un valor de 0.92, la CCE con un valor de 0.61 y la energía específica del gas que supone 2.79kWh/kg fuel son los mayores. Es el PCI del gas, con un valor de 4.910 kJ/Nm3, es el parámetro que no queda maximizado, pero el resto de valores asegura la optimización del sistema general. Observando 58 los datos obtenidos, observamos que debido al combustible alimentado, se han obtenido 2,04 Nm3 gas/kg RSU, que equivalen a 2,56 kg gas/kg RSU. Una variable a destacar, dada su importancia es el ratio estequiometrico, que para el test elegido es de un valor de 0.318. En dicha prueba se tiene una temperatura de entrada del aire de 542ºC. La tmperatura del lecho dentro del gasicacdor seria de 898ºC, mientras que la temperatura del syngass sería de 822ºC. Una vez validados los parámetros usados en el proceso de gasificación, procederemos al cálculo del combustible necesario para la obtención de potencia eléctrica nominal deseada en nuestra planta. Como muestra el estudio en cuestión, los datos son fácilmente escalables. Se ha estimado que la potencia requerida en nuestro proceso es de 2MW, teniendo en cuenta el rendimiento de ambos procesos, sería necesario generar una potencia térmica calculada mediante la siguiente expresión: P=Pe·ᶯ Para obtener el caudal másico necesario de combustible, sólo necesitaremos la potencia térmica a producir y la energía especifica, resultado de las pruebas realizadas: P = EE·m ᶯ(%) P (Mwe) P (MWt) EE (kWh/kg) mRDF (kg/h) Caldera 0.2 2 10 2.79 3584.23 Motor 0.3 2 6.67 2.79 2389.49 Tabla XIX: Resultados del cálculo del caudal másico para cada aplicación ᶯ=Rendimiento EE=Energía Específica Pe= Potencia eléctrica P= potencia térmica De esta manera, obtenemos los caudales másicos necesarios para el óptimo funcionamiento de la planta. Se tomará como referencia el caudal másico expresado en toneladas por hora. La composición del gas producto a la salida del gasificador es la siguiente: Composición del syngas Unidad Gas bruto Gas tras limpieza 𝑁2 % 61,86 60,66 𝐶𝑂2 % 12,83 14,04 𝐶𝑂 % 10,40 12.73 𝐻2 % 8,24 7,08 𝐶𝐻4 % 4,35 3,33 59 𝐶2 𝐻4 % 2,05 1,78 𝐶2 𝐻6 % 0,04 0.07 𝐶2 𝐻2 % 0,16 0,18 𝐶3 𝐻6 % 0,02 0,02 𝐶6 𝐻6 % 0,10 0,08 39 5 g/𝑚𝑛3 alquitranes HCl mg/𝑚𝑛3 117,5 2,1 𝐻2 𝑆 mg/𝑚𝑛3 39,1 0,5 𝑁𝐻3 mg/𝑚𝑛3 39,6 2,7 Tabla XX: Composición del gas de salida del gasificador y tras tratamiento de limpieza (Umberto, 2015) Los porcentajes expresados en base seca, esto quiere decir que las medidas fueron analizadas con el gas en frio por lo que la mayor parte del vapor habia condensado (excepto fraccion de equilibrio). También se debe tener en cuenta que el gas de síntesis se utiliza normalmente frío y sin agua, salvo que se queme a alta temperatura. Por otro lado, los datos de niveles de contaminantes no son representativos ya que fiueron tomados tras las etapas de limpieza. Sim embargo podemos destacar que dichos niveles no son elevados por lo que el uso de esta configuracion y cumbustible es adecuado y valido. La concentracion de agua es muy importante en este proceso pues influye en la acumulacion de carbono en los quipos. Su concentracion ser acalculada suponiendo e quelibrio qumico de la reaccion Water-Gas Shift (Pérez Fernández, Julio 2011): 𝐶𝑂 + 𝐻2 → 𝐻2 + 𝐶𝑂2 Y teniendo en cuenta que la constate de equilibrio molar es 𝑦𝐶𝑂2 ∗ 𝑦𝐻2 𝐾𝑥 = 𝑦𝐶𝑂 ∗ 𝑦𝐻2 𝑂 Mediante ésta ecuacion se obtiene que la fraccionmolar del agua en el gas es de 7.37% de porcentaje de composición. Teniendo en cuenta los datos de las tablas obtenemos y la cantidad de RDF calculada, podemos obtener la cantidad de aire y gas producido equivalente en nuestro caso: AIRE kg aire/kg RDF Temperatura GAS PRODUCIDO Temperatura 1.82 ºC kg gas/kg RDF 60 motor ton/h ton/h 6.52 542 2.56 ºC caldera 9.18 850 4.35 542 6.12 850 Tabla XXI: Cálculo de aire y gas producido equivalente en cada aplicación Obtenemos la cantidad de aire necesario a la hora en cada cada y la cantidad de gas producido en el gasificador. En cuanto al tema de limpieza del gas producto, se seleccionará el sistema óptimo de purificación basandose en un criterio de menor coste posible y cumplimiento de los límites de eminsiones permitidos en el proceso. El primer paso tras el gasificador, que si es común en ambos procesos, es eliminar los sólidos arrastrados o cenizas volantes con filtros cerámicos que puedan operar a altas temperaturas. Estas cenizas presentan características erosivas, cohesivas, reactivas y adhesivas. Los filtros se colocoran tras los ciclones, que eliminan la mayor parte de los sólidos arrastrados y los devuelven al gasificador, para eliminar las pequeñas partículas que estos no han sido capaces de eliminar. A partir de este momento estudiaremos cada aplicación por separado puesto que los límites de contaminantes permitidos en cada una de ellas son diferentes y los sistemas a instalar difieren . En la siguiente tabla podemos observar los limites permitidos: Caldera Motor S total mg/𝑚𝑛3 72 80 Cl total mg/𝑚𝑛3 35 100 N𝐻3 mg/𝑚𝑛3 -- 50 Polvo mg/𝑚𝑛3 10002 50 Tar Punto condensación <400ºC <10ºC Tabla XXII: Necesidades de concentración para cada aplicación Estos paramentros fueron justificados en el apartado anterior en el que se expusieron las necesidades de cada sistema y los peligros que los contaminantes representan en cada uno de ellos. A continuación, y definidos los parametros que afectan al gasificador, comun en ambos procesos,se detallará la configuracion del resto del sistema para cada aplicación. 3.3. Esquema de gasificación para quemar gas en una caldera 61 Ilustración XIX: Aplicación de gasificación a biomasa no leñosa para caldera Descripción del proceso: 1. Gasificador: gasificación de los RDF en un lecho fluido burbujeante. EL agente gasificante es introducido en el gasificador junto con los RDF, el cual trabajará a una temperatura alrededor de los 850ºC. 2. Ciclón: eliminara partículas de mayor tamaño 3. Enfriamiento: cuando los gases salen del gasificador se enfrían en un enfriador de doble tubo. En este mismo se produce un calentamiento del aire que entrará en el gasificador. De esta manera, hacemos de la gasificación un proceso energéticamente más eficiente. 4. Reactor: desulfuración primaria con un lecho de dolomita. El polvo y la mayor parte del sulfuro es eliminado con un adsorbente a granel. Debido a las refinadas necesidades de limpieza para cumplir emisiones, esta limpieza no es suficiente. Necesitaremos kg de dolomía por cada kg de RDF. 5. Intercambiador: el gas vuelve a ser enfriado, esta vez de una forma más significativa en un nuevo enfriador de doble tubo. 6. Limpieza de cloro: el HCl es eliminado para cumplir las emisiones, en este caso 10mg/, con ayuda de NaHCO3 que debe dejar el sistema como NaCl.Se produce a una temperatura entre 500-400ºC 7. Desulfuración secundaria: En el último paso antes de la caldera, H2S y COS son profundamente eliminados (fase de pulido) con ZnO para cumplir los limites que explicamos en el punto anterior. El adsorbente gastado ZnO debe tratar de deja el sistema como ZnS . 8. Caldera: finalmente se obtiene energía eléctrica del proceso El proceso de limpieza para la caldera será dividido en tres secciones: Limpieza a granel del sulfuro, limpieza de cloro y pulido en la desulfuración. Podemos observar las zonas diferenciadas en la siguiente imagen: 62 Ilustración XX: Secciones de limpieza para la gasificación con aplicación de caldera Con ayuda de los cálculos realizados en el proyecto anteriormente nombrado de la ECN, dimensionada para producir 10MW térmicos en la caldera, como es nuestro caso, procederemos al cálculo de la cantidad total de ZnO y adsorbente, bicarbonato sódico teniendo en cuenta que el caso de la ECN la cantidad de RDF es menor, y el gas que debe ser depurado por lo tanto también es menor, se emplearan estos valores como orientativos para justificar los calculados de forma teórica. Como se calculó con anterioridad para esta aplicación son necesarios 3.584,23 kg de RDF por hora para nuestra producción. Y siguiendo las reacciones comentadas en el apartado 2.2.3 en el que se exponen las necesidades de limpieza, se tiene: Sección Compuesto limpieza Cantidad necesaria [kg/h] 1-Limpieza primaria de sulfuro Dolomita 147,67 2-Limpieza de cloro NaHC𝑂3 10,18 3-Limpieza secundaria de sulfuro ZnO 3,73 Tabla XXIII: Necesidades de limpieza para caldera Por último, encontraremos la caldera para transformar el gas una vez eliminados los contaminantes, la elección de ésta se justificara en función de las necesidades expuestas en la descripción del proceso y los flujos, que como se ha comentado lo óptimo para este caso sería una caldera de bajo 𝑁𝑂𝑥 o condensación. En este caso, se han propuesto calderas de condensación para su instalación al final del proceso debido a que en los últimos años han experimentado una gran innovación tecnológica. Sus altos rendimientos se basan en el aprovechamiento del calor de condensación de los humos. Las calderas con bajas emisiones de 𝑁𝑂𝑥 presentan menores rendimientos pero se consideran aparatos limpios ya que reducen las emisiones contaminantes. Para este proyecto se han propuesto diferentes tipos, según su capacidad (desde 0.28 a 1.24MW) de calderas Logano. (Bosh) 3.4. Esquema de gasificación para quemar gas en un motor 63 OLGA Ilustración XXI: Aplicación de gasificación a biomasa no leñosa para motor Descripción del proceso: 1. Gasificador opera a 850ºC 2. Intercambiador: el gas producto es enfriado en un enfriador de doble tubo a 770ºC. Al igual que en la aplicación para caldera, el aire de entrada se precalienta en este equipo. 3. Ciclón: se eliminan las partículas de mayor tamaño. Se depositarán con mayor facilidad gracias al enfriamiento. 4. Limpieza primaria sulfuro. Después, el polvo, H2S y COS son parcialmente eliminados con un adsorbente en granel, en ambos casos se utiliza el mismo 5. Intercambiador: Más tarde el gas producto es nuevamente enfriado y condensadas y depositadas en un ciclón las partículas de mayor tamaño. 6. Limpieza secundaria sulfuro: el H2S y COS se eliminan de una manera más profunda (fase pulido) con ZnO para cumplir con las emisiones a unos 400-500ºC 7. OLGA: Después del proceso de pulido del sulfuro, alquitranes y dioxinas son eliminados del gas con el OLGA, sistema ideado por la ECN (descrito en anexo A). En el quench, el HCL es disuelto en el agua condensada y apartado del gas producto a una temperatura inferior a los 80ºC. Finalmente NH3 es eliminado con un sistema limpiador acuoso. El gas de escape del motor no necesita más limpiezas adicionales. 8. Motor: producción energía eléctrica. La limpieza para el motor la dividiremos en dos secciones, ya que en este caso la limpieza específica del HCl no se lleva a cabo tal cual ya que los compuestos clorados quedan eliminados en el OLGA: limpieza a granel del sulfuro, pulido en la desulfuración y OLGA. Estas secciones las podemos ver diferenciadas en la siguiente figura: OLGA Ilustración XXII: Secciones de limpieza para la gasificación con aplicación de motor 64 De la misma que se analizo para la aplicación de caldera, encontramos las diferentes secciones para el motor. En la siguiente tabla observamos lo kg/h de los componentes necesarios para la limpieza del gas: Sección Compuesto limpieza Cantidad necesaria [kg/h] 1-Limpieza primaria de sulfuro Dolomita 2-Limpieza secundaria de sulfuro ZnO 68,70 1,73 Tabla XXIV: Necesidades de limpieza para motor En cuanto al tipo motor, necesitaríamos un motor que trate gas producido en el proceso y lo transforme en energía eléctrica. En el mercado encontramos una gran oferta de motores de gas, entre los que destacamos: los motores Jenbacher, que han sido elegidos por sus altos rendimientos y debido a que son muy usados en plantas de este tipo como es el caso de Vertedero Bootham Lane; Doncaster, Reino Unido, que utiliza dos motores J 420 GS produciendo 2.66MW eléctricos. También encontramos la serie SFGLD de Guascor Power que han sido específicamente creados para trabajar con los gases producidos por la gasificación de la biomasa, su disponibilidad depende del grado de limpieza del gas. 65 4. ESTUDIO ECONÓMICO En el estudio económico evaluaremos la viabilidad del proyecto, es decir comprobaremos la rentabilidad de realizar cada una de las dos opciones que se han planteado, dependiendo del uso final del gas (caldera y motor de gas). Para ello veremos si se obtienen beneficios anuales en función de los costes de personal, mantenimiento, materia prima, etc; y los ingresos por la venta de la energía eléctrica obtenida. Por otro lado veremos cuantos años son necesarios para amortizar la inversión inicial realizada: costes de obra y construcción, compra de maquinaria, costes de licencias, etc. Para ello se aplicará metodología clásica basada en el cálculo de los índices habituales indicadores de la viabilidad de la planta: VAN, TIR y PRI definidos a continuación: VAN o Valor Actual Neto: suma de todos los flujos de caja actualizados del proyecto. Un proyecto con un VAN positivo es en principio interesante para el inversor. Un proyecto con el mayor VAN no tiene porqué ser el más rentable para el inversor, depende de los costes y beneficios de los proyectos. 𝑛 𝑉𝐴𝑁 = 𝑡=1 𝑉 − 𝐼𝑜 1+𝑖 V representa los flujos de caja del periodo t Io es el valor de la inversión inicial I es la tasa de actualización o tipo de interés N es el número de periodo considerado, en este caso, años TIR o Tasa Interna de Retorno: es la tasa de actualización del capital que anula el VAN. Un proyecto con una TIR superior al límite prefijado por el inversor, que debe exceder al coste del capital de la empresa, es digno de consideración. Este límite indica la capacidad de asunción de riesgos. Es un parámetro adecuado para la comparación de proyectos de diferentes tamaños. 𝑛 𝑉𝐴𝑁 = 𝑡=1 𝐹 − 𝐼𝑜 (1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑡 F es el flujo de caja en el periodo t N es el número de años Io es el valor de la inversión inicial Pay-back o Periodo de Recuperación de la Inversión, PRI: es el tiempo a partir del cual el VAN deja de ser negativo. Los proyectos con menor PRI son los que tienen menos riesgos. Parámetros e hipótesis asumidas: Ya que un estudio tan profundo y completo de la economía del proyecto es inviable dada la extensión del proyecto, se han analizado diferentes proyectos similares al expuesto y se han comparado y dimensionado de acuerdo a las necesidades del mismo. Para realizar este procedimiento se han tenido que fijar algunos parámetros que tendremos en cuenta: o Operación anual: 330 días durante 24 horas. Es un parámetro muy importante para la rentabilidad 67 del proyecto. Los costes fijos, que no varían, se reparten en un mayor número de horas. o Vida útil: Se llama vida útil de la maquinaria al periodo durante el cual realiza un trabajo que es rentable. Este periodo se toma en horas o en años. Se ha estimado en 15 años. o Tasa de interés: 5% (Eurosistema). o Periodo de amortización: El valor que va perdiendo la maquinaria se denomina periodo de amortización o depreciación. En este caso tomaremos un valor de 15 años. Teniendo los parámetros fijos en cada proceso, se han analizado casos similares de caldera y motor. En el anexo B se detallaran los datos de los procesos útiles para el análisis. Para poder comparar todos los proyectos y actualizar precios y costes de los mismos, usaremos la definición de valor futuro (F): una cantidad de dinero vale en el momento presente más que la misma cantidad futura, ya que se podría invertir y obtener intereses de la inversión. Sea P el valor presente, n número de años a un interés de actualización o coste de capital (i): 𝐹 = 𝑃 × (1 + 𝑖)𝑛 De esta manera podremos actualizar los valores y compararlos en el presente. En el Anexo B, se verán detallados los datos necesarios y escalables de los procesos, así como los precios y cálculos equivalentes tanto de los absorbentes y productos. Por lo tanto, y teniendo en cuenta todos estos datos,dimensionandolos de la manera adecuada y calculados en el anexo C, se propondran como flujos de caja aproximados para proyecto para los siguientes: - Inversión inicial: encontramos que la inversión inicial total de la caldera es mayor que la del motor . Teniendo en cuenta los gastos independientes de cada aplicación por separado, es decir, sólo los costes de cada aplicación capaz de generar 2MW eléctricos, encontramos que la inversion realizada en el motor es mayor que la realizada en la caldera. Aplicación Inversión total inicial [€] Inversión aplicación [€] Caldera 6.850.000 80 Motor 6.025.000 1075 Tabla XXV: Inversiones iniciales para las diferentes aplicaciones - Gastos Aplicación Gastos [k€] Caldera 1620 Motor 1385 - Tabla XXVI: Gastos plantas caldera y motor 68 Costes de operación2 y mantenimiento Ya que no se dispone de datos concretos, en este caso se ha hecho una aproximación de estos gastos con plantas similares y coeficientes que indican el porcentaje relevante equivalente sobre los gastos totales de la planta. Se muestra como los gastos en el caso de la caldera son mayores que los del motor, pues es necesario un mayor control del mantenimiento al tratarse de equipos de mayores dimensiones. Costes de flujos de materia: como encontramos en detallado en el Anexo B, para la caldera necesitaremos una mayor inversión en los costes de flujos puesto que es necesaria una mayor cantidad de combustible y de productos para su limpieza. En la siguiente tabla se encuentran los precios finales: Costes flujos [€] Aplicación 1.075.907 Caldera 639.846 Motor Tabla XXVII: Precio de flujos para caldera y motor - Beneficios: corresponden a los ingresos percibidos por la empresa gracias a la venta de la electricidad fabricada vendida.En este caso y debido a que ambas plantas estan dimensionadas para producir la misma energía, los beneficios serán comunes a ambos procesos.Teniendo el cuenta el precio de la electricidad en España ofrecido por las principales empresas suministradoras para calcular los beneficios mostrados en la siguiente tabla: Tabla XXVIII: Términos de consumo para las diferentes compañías eléctricas en España año 2014 (Tarifa-luz-hora) Por lo tanto, y suponiendo que se vende la electricidad generada a un precio medio, ofrecido por Endesa-Oneluz, obtendriamos: Beneficio = PC * Energia Producida * Tiempo En este caso se entenderán como gastos de operación, además de los habituales de la planta, a los correspondientes a gastos de personal, licencias, permisos...etc. por la simplicidad de las operaciones 2 69 Beneficio [M€] PV: precio venta Endesa-One Luz [€/kWh] Energia Producida: 2MW eléctricos Tiempo: 7920 horas de funcionamiento Obtenemos unos beneficios anuales de 2.062M€ por la venta de la energiua eléctrica producida en la planta. Por lo tanto, calculando los parametros de viabilidad de ambos proyectos obtenemos: Caldera Motor 3,164 m€ 9,314 m€ 15 años 5% 13% Año PRI 1% 3% 12 años 8 años VAN TIR PRI Tabla XXIX: Índices de viabilidad para caldera y motor Como muestra la tabla, el VAN de ambos proyectos es positivo, pero es el TIR lo que verdaderamente indica la rentabilidad del proyecto: se ha calculado el TIR de ambos para el periodo de años estudiado y para el año en el que Pay-Back se hace positivo. Un TIR menor que la tasa de rentabilidad adoptada indica que el proyecto da una retabilidad menor que la minima requerida Un TIR mayor que la tasa de rentabilidad adoptada indica que el proyecto da una rentabilidad mayor que la rentabilidad mínima requerida conocido como coste de oportunidad. El coste de oportunidad define el coste de la inversión de los recursos disponibles, es decir, designa la mejor alternativa posible con los recursos disponibles. Si el TIR fuese igual a la tasa de rentabilidad seria indiferente realizar el proyecto o no Esta tabla muestra que el proyecto mas rentable si deseamos obtener energía eléctrica de RDF es la aplicación con motor, ya que el TIR es considerablemente mayor que en el proceso con aplicación de caldera. De la misma manera observamos que el periodo de recuperacion de la inversion para el motor es menos que para la caldera, necesitando en el primer caso años 8 para recuperar la inversion, 4 menos que la caldera. En base a estos datos, haremos un pequeño estudio de sensibilidad de nuestra planta comparando: o La capacidad nominal de la planta. Al variar ésta, necesitaremos variar la capidad de todos los elementos de proceso. Si se decide aumentar la capidad, se necesitarán aplicaciones de mayor potencia, equipos capaces de tratar mayor cantidad de residuos, flujos mayores…Por lo que los costes totales de la planta aumentaran de forma lineal como se puede observar en la siguiente figura. Es cierto que a mayor capacidad, mayores beneficios tras la venta de la energia producida, por lo que se abarataría el precio de la tonelada RDF producida . Para este tipo de plantas, cuyo combustible esta formado por residuos, la dimensiones no son mucho mayores que la estudiada en este caso pues no se dispone de equipos apropiados. 70 Coste totalinversión planta, k€ 2000 1500 1000 500 1 2 3 4 5 Capacidad nominal de la planta, MWe Ilustración XXIII: Evolución de los costes totales en función del tamaño de la planta Como muchos de los casos estudiados indican, al aumentar la capacidad de la planta, los costes fijos y variables aumentan pero también aumentan los beneficios, por lo que aumentar la capacidad nominal de la planta abarataría el precio por tonelada tratada de RDF. Esta comparación la encontramos en el documento elaborado por Jenbacher gas engines “Economic utilization of Biomass and Municipal Waste for power generation." (Jenbacher gas engines, 2007) Que concluye que para plantas europeas de 500kWe los costes son de aproximadamente 3000-3500€/kW mientras que para las de 1000 kWe son de 2300-2800€/KW. Adicionalmente se expone la elevada diferencia con los costes de las plantas asiáticas, de la misma tipología, ya que sus costes son un 40% menores en comparación a las europeas. o La variación del coste de RDF, y viendo las variaciones producidas en los índices de cada proyecto: La variación propuesta para el precio de RDF es de un valor superior de 60€/t y un valor inferior de 20€/t. La variación en el precio del RDF se vería reflejada directamente en los costes de flujos de materia, que afectarían a los flujos de caja y finalmente a los índices de rentabilidad: Parámetros Valor inferior RDF Valor asumido Valor superior RDF Costes flujos de materia [k€/año] Caldera 792 1075,91 1927.56 Motor 450,65 639,85 1207,56 Caldera 1337 1620 2719,56 Motor 1200,65 1385 1957,56 Gastos totales planta [k€/año] Tabla XXX: Variación flujos de materia al variar el coste del RDF Si el precio del RDF disminuyese: en el caso de la caldera, el Pay-Back disminuiría un año, el TIR del proyecto aumentaría al 12% y el VAN del proyecto sería 9,576M€; en el caso del motor los beneficios serían 71 aun más pronunciados pues la el Pay-Back disminuiría , el TIR quedaría en un 17% y el VAN del proyecto en 13,505M€.Sin embargo, si el precio de este aumentase hasta el doble de su precio, es decir a 60€/tonelada, ambos proyectos resultarían inviables. Respecto a los gastos generados por la planta, realmente los flujos de materia suponen un porcentaje significante por lo que una variación de los mismos afectaría sustancialmente a los índices de rentabilidad del proyecto. 72 5. CONCLUSIÓN Con este apartado se pretende resumir el proyecto y exponer las conclusiones obtenidas tras su realización. 5.1. Resumen del proyecto El proyecto plantea la posible generación de energía eléctrica a partir de un combustible obtenido de residuos sólidos urbanos. Esta trasformación se ha propuesto para dos aplicaciones: caldera y motor de gas. La producción ha tenido en cuenta la disponibilidad del tipo de residuos empleados en la comunidad de Andalucía, adoptándose para el estudio un tamaño de pequeña/mediana escala de 2 MWe. Tras el análisis de las distintas tecnologías posibles para el tratamiento del combustible, se ha escogido la que se ha considerado que mayores beneficios ofrecía para esta escala, gasificación en lecho fluido burbujeante. Debido a las características del combustible empleado, ha sido necesario un estudio en profundidad de los contaminantes presentes en el gas producto, incompatibles con los límites de emisiones legales y con las características del gas de admisión de las aplicaciones propuestas para su correcto funcionamiento. Los efectos y métodos de abatimiento han sido estudiados con especial interés para: las partículas, los alquitranes, los metales alcalinos y los compuestos de azufre, cloro y nitrógeno. Se han analizado casos similares a los propuestos, tanto para caldera como para motor, para definir las características más apropiadas para cada proceso. Cabe destacar el uso del sistema OLGA para la eliminación de alquitranes en la limpieza del gas destinado al motor, en este se propone una sucesión de etapas de condensación y absorción para eliminar los contaminantes. Para la eliminación del sulfuro se ha optado por un abatimiento dividido en dos etapas, en la primaria se empleara un sorbente mas económico aunque menos eficaz para la eliminación de la mayor cantidad posible de sulfuro: este será un lecho móvil de dolomita (sorbente que también reducirá los niveles de alquitranes y N𝐻3 ); en la segunda etapa, se empleará un sorbente más costoso pero más eficaz para asegurar los límites definidos admisibles: lecho de óxidos de cinc. Para las aplicaciones se ha optado por el uso de calderas de condensación Logano mientras que en el caso del motor se trata de un motor Jenbacher. 5.2. Conclusiones del estudio El estudio realizado se ha centrado en un análisis económico para determinar la rentabilidad del proceso propuesto. Se han escogido los sistemas más apropiados de limpieza para cada aplicación, partiendo de plantas similares y estudios propuestos. Tras el análisis de cada aplicación se puede determinar la viabilidad de ambos proyectos para el tamaño estudiado. Se destaca la preferencia por la aplicación del motor de gas pues presenta mayores índices de rentabilidad, un TIR del 13% y un periodo de recuperación mayor, siendo éste de 8 años frente a los 12 de la caldera. Aunque la inversión inicial sea de mayor, el VAN del proyecto a los 15 años supuestos supera en más de 6 m€ al de la caldera. Se han realizado un estudio de sensibilidad, para analizar el efecto de la capacidad nominal de la planta o la variación del precio del combustible obtenido de residuos urbanos sobre la inversión y operación de la planta, y por tanto sobre la rentabilidad de la misma. Se ha determinado que un aumento en la capacidad, supondría un aumento en el coste de la planta no muy pronunciado ya que los beneficios también aumentarían. En cuanto a la variación del precio del RDF se observa que la inversión dejaría de ser rentable, es decir TIR menos que la tasa de rentabilidad asumida en este proyecto, si este alcanza los 60€/ton, lo que significaría duplicar su valor inicial (estimado en 30€/ton) en la actualidad. Se observa también que el estudio económico es muy sensible ante un aumento de cualquier gasto, ya sean 73 flujos de caja, como por ejemplo el precio del RDF, o inversiones iniciales de equipos. Ya que los ingresos son fijos, pues dependen de la producción de energía eléctrica definida de la planta, un aumento en gastos podría significar un aumento imposible de cubrir por los ingresos percibidos de la empresa. 5.3 Futuro del tratamiento de la biomasa para generar electricidad Como se ha descrito en el proyecto, al año se generan toneladas de residuos que son energéticamente aprovechables y acaban en vertederos. Los procesos propuestos plantean una opción viable y sostenible al resolver el problema existente con los mismos, sustituyendo su almacenamiento por un tratamiento que permite su eliminación y uso a cambio de un beneficio energético. Se plantea su implantación en las mismas plantas de tratamiento de residuos, lo que supone un ahorro económico al no necesitar un trasporte hacia la planta de tratamiento y formar parte de un proceso conjunto. A la vista de los resultados obtenidos en este estudio, se observa que aunque los procesos propuestos resultan económicamente viables, presentando beneficios tanto económicos como medioambientales, no ofrecen un gran margen de confianza, pues ante un pequeño aumento de gastos, ambos proyectos podrían dejar de ser rentables. Sin embargo, las perspectivas de futuro son positivas, ya que presentan un gran avance en el tratamiento de residuos y las tecnologías empleadas están en constante desarrollo, por lo que se prevé una rentabilidad mayor, animada por medidas económicas que ayuden a planes que favorezcan la protección del medio ambiente. Para ello, es necesario incentivar el desarrollo e implementación de esta tecnología para que la generación energética a gran escala mediante el aprovechamiento de los residuos sea una realidad en el futuro viable para todas las poblaciones. 74 BIBLIOGRAFÍA https://www.ecn.nl/fileadmin/ecn/units/bio/Leaflets/b-08-024_OLGA_performance.pdf Alonso, Andrés. 2009. ESTUDIO DE VIABILIDAD DE UNA PLANTA DE PRODUCCIÓN DE CSR EN EL AYUNTAMIENTO DE VITORIA-GASTEIZ. Madrid : DEPARTAMENTO DE MEDIO AMBIENTE Y SOSTENIBILIDAD, 2009. —. Estudio de viabilidad para fabricación de combustible sólido recuperado de residuos urbanos procedentes de plantas de tratamiento mecánico-biológico. 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ANEXO A: DISPOSITIVOS DE LIMPIEZA A lo largo del documento se citan ciertos aparatos de limpieza de gases, los cuales se veran algo más detallados en la siguiente explicación: Lavador de gases o scrubber El lavador de gases húmedo eliminara las pequeñas partículas de polvo o humo, presentando un alta eficacia de separación y absorción debido a su diseño, que permite un flujo y una velocidad constate. El gas entra al venturi el cual incrementa la velocidad del gas que se desea limpiar. El liquido limpiador, puede tratarse de agua o un fluido orgánico, es atomizado antes de la garganta del venturi para formar gotas extremadamente pequeñas, las cuales al ponerse ponen en contacto con las partículas a eliminar de la corriente gaseosa. Debido a las diferentes especificaciones requeridas en cada tipo de gas a tratar, las compañías fabricantes de estos equipos disponen de programas informáticos, que pueden determinar con fiabilidad todos los parámetros necesarios en función de las características del fluido a tratar y el rendimiento deseado. Ilustración XXIV: Lavador de gases Quench o lavadores de gas tipo venturi Aparatos que retiran del gas partículas submicrónicas con altas eficiencias de colección. El agua se distribuye de manera uniforme gracias a su diseño vertical evitando la aglomeración de material colectado y problemas de abrasión. Dependiendo de las impurezas y de las concentraciones, el quench puede ir seguido de un scrubber, usando Venturi quench scrubber. 79 Ilustración XXV: Quench Filtros cerámicos La utilización de filtros cerámicos ofrece una eficacia elevada y la posibilidad de trabajar a temperaturas elevadas superiores a 900ºC. La alta eficacia de filtración está asociada a los elementos filtrantes de cerámica. Esto resulta del desarrollo de una capa protectora de polvo en la superficie del elemento filtrante. El material puede ser carburo de silicio, aluminia, mullita, etc y pueden ser duros o blandos (fibras). El filtro es fabricado con fibras altamente refractarias de silicato de aluminio y ofrecen una alta eficacia y una gran resistencia a la corrosión. Ilustración XXVI: Imagen componentes de filtros ceramicos 80 Precipitadores electrostáticos En este tipo de separadores, se utilizan campos eléctricos para separar a las partículas del gas. Para ello se aplica un campo eléctrico al gas contaminado para que las partículas se carguen (se ioniza el gas y los pequeños iones se pegan a las partículas). A continuación, se hace pasar el gas a través de unas placas colectoras cargadas de signo opuesto, para que atraigan a las partículas y queden adheridas a las placas. Ilustración XXVII: Precipitador electrostático Ciclones Los ciclones son aparatos diseñados para separar partículas de diámetro superior a 5 ym. La entrada del gas es tangencial a la voluta. Las partículas contenidas en el gas describen una trayectoria en espiral, en la que van rozando la pared, frenándose y finalmente cayendo al fondo. La corriente sin las partículas eliminadas asciende por la parte central y las partículas separadas se descargan por el fondo del ciclón. Para los ciclones industriales se escoge una velocidad del gas entre 15 y 30m/s. Cuando se tratan grandes caudales, en vez de instalar un gran ciclón, con sus consiguientes desventajas y difícil manejo, se instalan varios en paralelo de dimensiones menores. Además, esta configuración, permite su adaptación a diferentes caudales. La eficacia es del orden de un 80%. Son fáciles de mantener y no tienen una gran pérdida de carga. Pueden trabajar a cualquier temperatura 81 . Ilustración XXVIII: Ciclón OLGA El OLGA (ECN Biomass) es un dispositivo creado por El grupo ECN, Energy Research Centre of Netherlands, líder internacional en innovación energética. Podemos distinguir diferentes etapas mostradas en la figura: Ilustración XXIX: OLGA 82 En la primera etapa, encontramos un colector, en la que el gas es enfriado de una manera significativa por el aceite del scrubber y los alquitranes pesados son condensados. Estos alquitranes pesados junto con los pequeños sólidos son re circulados al gasificador. En la segunda etapa, encontramos el absorbedor en la que los alquitranes ligeros en forma de gas son absorbidos por los aceites especiales, dejando el gas producto prácticamente libre de sólidos y alquitranes. La corriente de gas libre de partículas y alquitranes ssale a una temperatura aproximada de 80ºC 83 7. ANEXO B: CÁLCULOS ECONÓMICOS Debido a la escasa bibliografía y proyectos similares encontrados, se procederá a la estimación de los costes en base a otros proyectos similares y los precios individuales de cada equipo. En primer lugar, y dado que como estudio referencia se ha usado el realizado por Umberto Arena et al., se analizaran los costes de la planta propuesta en el mismo, escalables a nuestro tamaño: Tamaño planta 5230t/año de RDF Componentes k€ Sistema de gasificación: 660 - Sección de alimentación 60 - Gasificador 500 - Auxiliares 60 - Sistema de extracción de cenizas y almacenamiento 40 Sistemas funcionamiento: Intercambiadores de calor, ciclones, filtros… 750 Construcciones y trabajos civiles 231 Seguros 277 Total Costes 2536 485€/(t/año) Tabla XXXI: Costes de los equipos necesarios para una planta de 400kWe de Umberto Arena et al. En ella podemos observar que el tamaño de la planta es para una alimentación de 5230t/año de RDF, y que esto supone unos costes para el sistema de gasificación totales de 1320k€ lo que equivaldría a 252.39€/ (t/año). Se observa de la misma manera que los gastos por equipos de limpieza y auxiliares suponen aproximadamente el 30% mientras que las construcciones civiles y permisos el 20%. Los costes totales anuales serían 485€ por tonelada al año. A continuación, el estudio muestra los costes de operación del mismo proyecto, en la que podemos observar los costes por tonelada: 85 Horas funcionamiento 7200h/año Producción eléctrica 2880 MWe/año Gastos de operación k€/año €/tonelada Personal 150 30 Seguros 13 3 Administración 50 10 Consumo eléctrico 20 4 Químicos y aditivos 20 4 Auxiliares 65 13 RDF 15 3 Mantenimientos 40 8 Total Costes Operacion 373 75 (0.5% Coste total inversión) Tabla XXXII: costes de operación necesarios para una planta de 400kWe de Umberto Arena et al. Los costes anuales de operación totales serian de 373k€/ año o 75€/t. Seguidamente se analizaran los flujos de caja. Se entiende por flujos de caja a la cantidad de dinero que sale y entra de una empresa u operación. En este caso tomaremos como positivos los que entran en el proyecto, entendiéndolos como ingresos y negativos los que salen, entendiéndolos como gastos. Se procederá a diferenciar los diferentes tipos de flujos de una manera general, en la que encontraremos; inversión inicial, flujos de materia, gastos de operación y mantenimiento y beneficios. Inversión inicial: en ella entran los costes de adquisición de los equipos, licencias, terrenos de ser necesarios. Para calcular la inversión inicial se procederá a un cálculo aproximado de los equipos por separado y se comparará con proyectos similares. Dimensionando y escalando la bibliografía encontrada podría hacerse una aproximación como la mostrada en la siguiente tabla: Equipos Dimensiones/capacidad/ Unidades Precio [k€] Sistema gasificación completo Equipo limpieza 3.500 Sulfuro, Cloro 1.000 300 Instalaciones y equipos adicionales Caldera 700 1.24MW Logano Plus 46.8 k€/unidad: 2 unidades 86 80 Permisos/Seguros 20% total 1370 Total 6.850 Tabla XXXIII: Inversión inicial para proyecto de caldera Dimensiones/capacidad/Unidades Precio [k€] Equipos Sistema gasificación completo 2500 Equipo limpieza Sulfuro 1.300 Greene 1025 Instalaciones y equipos adicionales Motor 2MW: 1 unidad Permisos/Seguros 20% total 1.200 Total 6.025 Tabla XXXIV: Inversión inicial para proyecto de motor El sistema de gasificación completo incluye gasificador y todos los equipos adicionales necesarios. Los seguros aplicables pueden suponer el 1-2% de la inversión inicial total. Gastos o Flujos de materia: referentes a los equivalentes al gasto de la adquisición de la materia prima y sustancias necesarias para la limpieza. Los precios definidos aproximados para los diferentes flujos son los siguientes: Materia Precio [€/tonelada] Caldera Precio total Motor Precio total Cantidad [kg/h] [€/h] Cantidad [kg/h] [€/h] 3584,23 107,5269 2389,49 71,6847 Dolomita 105 147,6702 15,553 68,701 7,213605 ZnO 1090 3,7276 4,063 1,7342 1,8902 NaHC𝑂3 260 10,1792 2,6466 - - NaCl* 65 93,1900 6,05735 - - Total - - 135,8469 - 80,7885 RDF 30 Tabla XXXV: precios de materias necesarias durante el proceso *Representa un beneficio Por lo que el precio total, teniendo en cuenta que el funcionamiento de nuestra planta es de 330 días, lo que 87 equivale a 7920 horas anuales, para la caldera seria de 1075,907 k€ y para el motor de 639,846 k€ aproximadamente. o Operación y mantenimiento: costes relacionados con el cuidado y mantenimiento programado e imprevisto de la planta para que la producción no se vea mermada por deficiencias. En este caso incluiremos en este apartado los gastos de personal. Dichos costes, se calcularan con coeficientes de dimensionamiento impuestos sobre el coste de inversión de la planta. En la bibliografía encontrada se muestra: o Una gruesa aproximación de aproximadamente 150€/kW instalado (Olek), Lo que en nuestro caso supondría un coste de 300k€ año. Operación y Mantenimiento Gastos fijos (%CAP/año) Gastos variables (USD2014/MWh) Alimentación/BFB/CFB calentador 3.2 4-4.93 Gasificador 3-6 4 Digestor anaeróbico 2.1-3.2 4.4 Vertedero gas 11-20 - Tabla XXXVI: Costes fijos y variables de operación y mantenimiento para plantas biomasa (IRENA 2014, JANUARY 2015) Aplicación Gastos totales [k€] Caldera 1.620 Motor 1.385 Tabla XXXVII: Gastos totales aplicación Beneficios: flujos de caja positivos correspondientes a la venta de la electricidad producida. Desarrollados en el capítulo 6. No tendremos en cuenta en el desarrollo del proyecto los posibles incentivos con los que el Estado ayuda a este tipo de proyectos para fomentar el desarrollo de energías renovables. Por lo tanto, haciendo un estudio para los 15 años propuestos y calcular los índices de rentabilidad procederemos a su cálculo y actualización anual mostrada en las siguientes tablas: 88 CALDERA Periodo Año año 0 - 2015 1 2 2016 6.85 - 3 2017 - 4 2018 - 5 2019 - 6 2020 - 7 8 9 10 11 12 13 14 15 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Inversión m€ - Gastos m€ - 1.70 1.79 1.88 1.97 2.07 2.17 2.28 2.39 2.51 2.64 2.77 2.91 3.05 3.21 3.37 Beneficios m€ - 2.17 2.27 2.39 2.51 2.63 2.76 2.90 3.05 3.20 3.36 3.53 3.70 3.89 4.08 4.29 Actualización m€ -6.85 0.46 0.49 0.51 0.54 0.56 0.59 0.62 0.65 0.69 0.72 0.76 0.79 0.83 0.88 0.92 VAN m€ -6.85 -6.39 -5.90 -5.39 -4.85 -4.29 -3.69 -3.07 -2.42 -1.73 -1.01 -0.26 0.54 1.37 2.25 3.16 6.85 m€ Inversión Beneficios 2.062 m€/año Gastos 1.62 m€/año i VAN 5 % 3.16461136 m€ 5 % TIR 12 años Pay Back 89 MOTOR Periodo Año año - 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Inversión m€ 6.03 - - - - - - Gastos m€ - 1.45 1.53 1.60 1.68 1.77 1.86 1.95 2.05 2.15 2.26 2.37 2.49 2.61 2.74 2.88 Beneficios m€ - 2.17 2.27 2.39 2.51 2.63 2.76 2.90 3.05 3.20 3.36 3.53 3.70 3.89 4.08 4.29 Actualización m€ -6.03 0.71 0.75 0.78 0.82 0.86 0.91 0.95 1.00 1.05 1.10 1.16 1.22 1.28 1.34 1.41 VAN m€ -6.03 -5.31 -4.57 -3.78 -2.96 -2.10 -1.19 -0.24 0.76 1.81 2.92 4.07 5.29 6.57 7.91 9.31 Inversión 6.025 m€ Beneficios 2.062 m€/año Gastos 1.385 m€/año i VAN TIR 5 % 9.31412193 m€ 13 % 8 años Pay Back 90 91