análisis termoeconómico de gasificación

ANÁLISIS TERMOECONÓMICO DE GASIFICACIÓN INTEGRADA A MOTORES
DE COMBUSTIÓN INTERNA, EMPLEANDO CASCARILLA DE ARROZ EN EL
DEPARTAMENTO DE CÓRDOBA
JAIRO LUÍS DURANGO PADILLA
CC. N. 80.777.718
UNIVERSIDAD LIBRE
FACULTAD DE INGENIERÍA
INSTITUTO DE POSTGRADOS
MAESTRÍA EN INGENIERÍA CON ÉNFASIS EN ENERGÍAS ALTERNATIVAS
BOGOTÁ, SEPTIEMBRE DE 2015
1
ANÁLISIS TERMOECONÓMICO DE GASIFICACIÓN INTEGRADA A MOTORES
DE COMBUSTIÓN INTERNA, EMPLEANDO CASCARILLA DE ARROZ EN EL
DEPARTAMENTO DE CÓRDOBA
JAIRO LUÍS DURANGO PADILLA
CC. N. 80.777.718
Proyecto de grado ´para optar al título de MAGÍSTER EN INGENIERÍA CON
ÉNFASIS EN ENERGÍAS ALTERNATIVAS
Asesor
ING. ALONSO RAFAEL PERDOMO JIMÉNEZ
UNIVERSIDAD LIBRE
FACULTAD DE INGENIERÍA
INSTITUTO DE POSTGRADOS
MAESTRÍA EN INGENIERÍA CON ÉNFASIS EN ENERGÍAS ALTERNATIVAS
BOGOTÁ, SEPTIEMBRE DE 2015
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RESUMEN
ANÁLISIS TERMOECONÓMICO DE GASIFICACIÓN INTEGRADA A MOTORES
DE COMBUSTIÓN INTERNA, EMPLEANDO CASCARILLA DE ARROZ EN EL
DEPARTAMENTO DE CÓRDOBA
JAIRO LUÍS DURANGO PADILLA
Palabras claves:
Cascarilla de arroz, Gasificación, IGMCI, Economías de Escala, Generación eléctrica,
Simulación.
Descripción:
La reutilización de los cultivos de arroz con doble propósito, comercial y energético como
medio para ampliar nuevas posibilidades de mercado, disminuyendo costos, teniendo en
cuenta el desempeño operativo, impacto industrial, y medio ambiental que representa la
utilización de la cascarilla de arroz como fuente de energía para el sector agroindustrial del
departamento de Córdoba, enmarcan los objetivos de este proyecto el cual evalúa la
tecnología en el sector y utiliza un biocombustible de segunda generación en este proceso,
implementado en cuatro fases fundamentales.
En una primera fase se calcula el potencial productivo con el que cuenta el departamento
de Córdoba para la biomasa residual de cascarilla de arroz, estableciendo un posible
suministro en el tiempo, identificando la capacidad de producción focalizada del
departamento, calculando la disponibilidad futura, para la cual se empleó un modelo
matemático de pronóstico, denominado suavizamiento exponencial simple el cual permitió
establecer una producción promedio anual de 14674.6 Ton/Año hasta el año 2020. Esta se
realizó con datos actualizados del Instituto Colombiano para el desarrollo rural seccional
Córdoba.
En una segunda fase se realiza la modelación y posterior simulación de un sistema de
gasificación de cascarilla de arroz integrado a un motor de combustión interna, (IGMCI, por
sus siglas en inglés), para generación de potencia a baja escala mediante Aspen HYSYS
®. Los resultados muestran un poder calorífico teórico del gas pobre de 2,82 MJ/Kg
utilizando como agente gasificante aire en condiciones estándar.
Utilizando datos confiables en el software, obtenidos mediante recopilación bibliografía y
diferentes consultas especializadas. Consiguiendo potencias, bajo un intervalo definido de
eficiencias globales.
En la tercera fase se realizó un análisis de sensibilidad de variables con el fin de optimizar
las eficiencias energéticas. La potencia y eficiencia global alcanzada luego de la
optimización fue de 1,05 MW, y 16,59% respectivamente.
Como fase final, un análisis económico para conocer la viabilidad de Implementación de
esta tecnología en el departamento. Para ello se utilizó las economías de escala.
Obteniendo un costo de producción de 633 Pesos colombianos por kW/hr de generación.
3
ABSTRACT
ANÁLISIS TERMOECONÓMICO DE GASIFICACIÓN INTEGRADA A
MOTORES DE COMBUSTION INTERNA EMPLEANDO CASCARILLA DE
ARROZ EN EL DEPARTAMENTO DE CÓRDOBA
JAIRO LUÍS DURANGO PADILLA
Keywords
Rice husks, Gasification IGMCI, Economies Scaling,
Power Generation
Description
Reusing rice crops with dual purpose, commercial and energetic as a means to
expand new market opportunities, reducing costs, taking into account the operating
performance, industrial and environmental impact, representing the use of rice husk
as an energy source for the agro industrial sector in the department of Córdoba;
frame the objectives of this project which evaluates the technology in the sector and
uses a second-generation biofuel in this process, implemented in four basic steps.
In a first step, the productive potential belonging to the Córdoba department for
residual biomass rice husk is calculated, establishing a possible supply over time,
identifying the capacity to the targeted production in the department, calculating the
future availability, for which a mathematical estimation model was used, called
simple exponential smoothing which allowed to establish an average annual
production of 14674.6 Ton/Year, until the year 2020. This calculation was performed
with updated data from Instituto Colombiano de Desarrollo Rural (Incoder) in
Córdoba.
In a second stage, the modeling and subsequent simulation of a gasification system
of rice husk integrated to an internal combustion engine (IGMCI) for generating
small-scale power through Aspen HYSYS ® is made, The results show a theoretical
calorific value of the poor gas of 2,82 MJ/kg using air as a gasifying agent under
standard conditions, and using reliable data on the software obtained by different
specialized bibliography and collection queries.
Getting electrical power, under a defined interval overall efficiencies.
In the third phase, a sensitivity analysis of variables in order to optimize energy
efficiencies was performed. Power and overall efficiency reached after optimization
were 1.05 MW and 16.59% respectively.
As a final phase, an economic analysis to determine the viability of implementation
of this technology in the department was made. For this process economies of
scaling was used, getting the production cost of 633 Colombian pesos (COP) per
kW/h of generation.
4
NOTA DE ACEPTACIÓN
FIRMA DEL PRESIDENTE DEL JURADO
FIRMA DEL JURADO
FIRMA DEL JURADO
Bogotá, Septiembre de 2015
5
.
Este trabajo está dedicado a las personas más
importantes en mi vida: mafe, mi campeón José Angel,
Angélica, mis hermanas y padres quienes han sido un
ejemplo incondicional de vida
superando todas las adversidades.
Mi familia y amigos fuente de inspiración
6
AGRADECIMIENTOS
El autor expresa sus agradecimientos a:
A Dios por permitirme superar una etapa más de mi formación humana y
profesional.
A mi padre Jairo Manuel Durango Vertel por ser un ejemplo de inspiración moral y
académico.
La Universidad Libre por brindarme la oportunidad de formarme como Ingeniero
Mecánico y ahora como magister en Ingeniería.
La Universidad de Córdoba en Montería, especialmente al programa de Ingeniería
Mecánica con todos sus docentes y estudiantes quienes fueron un gran apoyo
moral y académico poniendo a mi disposición todas las instalaciones y
herramientas necesarias para la culminación de este trabajo de investigación.
Al M.Sc. I.M. Alonso Rafael Perdomo Jiménez Director del proyecto de
investigación a quien le agradezco el tiempo, paciencia y compresión dedicada en
el desarrollo de este proyecto.
A todos los compañeros de maestría, los ingenieros: Manuel, Álvaro, Andreita,
Libardo, especialmente a mis grandes amigos, los docentes Fausto Córdoba Mena
Y Jaime Montaña quienes han sido un gran apoyo moral y académico en toda esta
etapa de formación.
A la Doctora Doris Villalba por su tiempo, dedicación y ofrecerme toda su valiosa
ayuda desinteresadamente.
A todos y cada uno de los docentes, personal administrativo de la Maestría por toda
la paciencia, compresión, y aportes recibidos en esta etapa de formación.
A los Ingenieros Jorge Mario Mendoza y Rafael Gómez por los aportes dados en
todo el desarrollo del trabajo.
A dos grandes amigos y colegas. Los ingenieros Jesús David Rhenals y Leonardo
Ortega por toda la ayuda desinteresada que me brindaron durante el desarrollo del
trabajo.
Al ingeniero Valery José Lancheros Suárez y todo el equipo de trabajo de Ingeniería
Mecánica de la Universidad de Córdoba por la confianza depositada durante estos
últimos años. Mil gracias eternas por brindarme su amistad y toda su ayuda
desinteresada, siendo parte esencial en mi formación humana y profesional.
7
TABLA DE CONTENIDO
INTRODUCCIÓN................................................................................................................. 17
1. ANTECEDENTES........................................................................................................... 19
1.1 Historia de las plantas de gasificación ................................................................19
1.2. Las plantas de gasificación en el mundo. .............................................................21
1.3 Evaluaciones termoeconómicas de gasificación acoplada a MCI. ....................24
1.4. Estudios de gasificación para generación de potencia en el ámbito nacional 30
2. JUSTIFICACIÓN ............................................................................................................. 33
3. OBJETIVOS..................................................................................................................... 36
3.1 GENERAL....................................................................................................................36
3.2 ESPECÍFICOS ............................................................................................................36
4. MARCO DE REFERENCIA........................................................................................... 38
4.1 Biomasa .......................................................................................................................38
4.2 Usos y tecnologías para el empleo de la Biomasa ...............................................39
4.4. Fundamentos de gasificación..................................................................................41
4.4.1 Etapas de la gasificación....................................................................................41
4.4.2 Tecnologías para la gasificación. ......................................................................43
4.4.3. Plantas de gasificación ......................................................................................47
4.4.4. Sistemas de integración energética en las plantas de gasificación. ..........49
4.5 Gas de Gasificación _GG .........................................................................................62
4.6. El arroz (cascarilla) como alternativa potencial de biomasa ..............................64
4.7. Termoeconomía ........................................................................................................65
5. METODOLOGÍA ............................................................................................................. 72
6. RESULTADOS ................................................................................................................ 77
6.1. Determinación de volúmenes de producción de cascarilla de arroz. ...............78
6.2. Análisis próximo y químico de la cascarilla de arroz gasificada........................85
6.3. Evaluación de tecnologías de aprovechamiento energético por gasificación.89
6.4. Simulación de la gasificación de cascarilla de arroz (GIMCI)............................93
6.4.1 Simulación del sistema de gasificación......................................................... 102
6.4.2 Simulación del sistema de generación de potencia (MCI) ......................... 109
6.5. Análisis de sensibilidad de variables. ................................................................. 115
6.6. Análisis De costos .................................................................................................. 122
6.7 Impacto de eficiencia, horas de operación,inversion por instalacion ............ 127
7. CONCLUSIONES .........................................................................................................132
8. RECOMENDACIONES ................................................................................................137
9. ANEXOS ........................................................................................................................138
10. BIBLIOGRAFÍA ...........................................................................................................158
8
LISTADO DE FIGURAS
Figura 1. Proyección de consumo de energía mundial, 1990 – 2035 ………… 21
Figura 2: Fuentes de generación de biomasa…………………………………….39
Figura 3: Procesos de conversión de la biomasa………………………………...40
Figura 4.: Lechofijo: Updraft……………………………………………………….. 44
Figura 5: Lechofijo: downdraft……………………………………………………… 45
Figura 6: Lecho fluidizado………………………………………………………….. 46
Figura 7: Planta de gasificación…………………………………………………….49
Figura 8: Turbina de gas…………………………………………………………….50
Figura 9.Turbina de ciclo abierto…………………………………………………... 51
Figura 10. Turbina de ciclo cerrado……………………………………………….. 52
Figura 11.: Elementos de la turbina de gas………………………………………. 52
Figura 12: Turbina de vapor……………………………………………………….. 53
Figura 13. Turbinas en un ciclo combinado……………………………………… 54
Figura 14.: Diagrama t-s de ciclo combinado……………………………………. 55
Figura 15. Diagramas P-v y T-s del agua………………………………………… 56
Figura 16.: Motor Diesel de gas…………………………………………………… 58
Figura 17. Motor dual………………………………………………………………. 59
Figura 18: Distribución de la producción de arroz por departamentos……….. 77
Figura 19: Proceso productivo del arroz………………………………………….. 79
Figura 20.. Cascarilla de arroz acumulada y prensada…………………………. 79
Figura 21: Tendencia de datos de producción de arroz en Córdoba………….. 81
Figura 22 Pronóstico de producción de arroz hasta el año 2020……………….84
Figura 23: Tecnologías de generación de energía que utilizan syngas ……….90
Figura 24: Modelo completo de gasificación integrada a MCI…………………. 97
Figura 25: Modelación del proceso de gasificación en Hysys 7.2……………... 109
Figura 26: Esquema del ciclo Diésel……………………………………………….111
Figura 27: Modelación del ciclo MCI en Hysys 7.2………………………………. 115
Figura 28: Influencia de la relación aire-biomasa en el costo…………………. 119
Figura 29: Influencia de la temperatura de enfriamiento del syngas…………... 119
9
Figura 30: Eficiencia en función a la temperatura de gasificación…………….. 121
Figura 31: Eficiencia en función de la temperatura de enfriamiento…………… 121
Figura 32: Eficiencia en función a la relación aire-combustible……………….. 122
Figura 33: Costos de producción para diferentes tamaños de planta MCI…… 125
Figura 34: Costos de potencia instalada para diferentes tamaños de planta… 126
Figura 35. Distribución de los Costos de producción………………………….. 126
Figura 36: Efecto de la eficiencia en el costo del KWh en la planta MCI…….. 128
Figura 37: Impacto de las horas de operación anual en los costos…………… 128
Figura 38. Efecto de los costos de inversión por instalación…………………… 129
Figura 39. Efecto de los costos de inversión por instalación y horas…………. 130
10
LISTADO DE TABLAS
Tabla 1. Reacciones básica en la gasificación de biomasa…………………….. 42
Tabla 2: Transformaciones en procesos de producción…………………………. 48
Tabla 3: Cuadro comparativo ventajas ciclos combinados Vs centrales………. 55
Tabla 4. Ventajas, desventajas y capacidades de las tecnologías……………… 61
Tabla 5. Características, rendimientos y costos de las tecnologías……………. 62
Tabla 6. Riesgos del uso del gas de gasificación………………………………… 64
Tabla 7. Proceso metodológico…………………………………………………….. 75
Tabla 8: Producción de arroz del departamento de Córdoba en toneladas……. 80
Tabla 9: Estimación, pronóstico, error y error cuadrado de la producción……… 83
Tabla 10. Poder calorífico de diferentes biomasas……………………………….. 87
Tabla 11: Análisis próximo de la cascarilla de arroz………………………………. 85
Tabla12: Análisis químico (último) de la cascarilla de arroz……………………… 89
Tabla 13: Análisis químico de la ceniza……………………………………………. 89
Tabla 14 Reacciones consideradas en el modelo………………………………….94
Tabla 15: Componentes utilizados para la simulación de las tecnologías……… 96
Tabla 16: Ecuaciones de mezclas de sustancias puras………………………….. 99
Tabla 17: Análisis del ciclo en primera y segunda ley…………………………….. 101
Tabla 18: Composición de la cascarilla de arroz…………………………………. 103
Tabla 19 Análisis de energía libre de Gibbs……………………………………….. 104
Tabla 20 Fracción molar obtenida del softwareHysys……………………………..106
Tabla 21 Poder calorífico de los componentes del Syngas……………………….107
Tabla 22 Propiedades Termoquímicas del Syngas………………………………. 107
Tabla 23: Elementos presentes en la modelación del proceso de gasificación.. 108
Tabla 24: Modelo del ciclo Diésel incluido en la simulación……………………… 112
Tabla 25: Elementos presentes en el ciclo de MCI……………………………….. 113
Tabla 26: Valores de eficiencia y trabajo neto producido en MCI……………….. 114
Tabla 27: Exergía específicas de cada línea y parámetros………………………. 117
Tabla 28: Costos de recursos de entrada en el proceso de GIMCI…………….. 117
Tabla 29: Exergías y costos exergoeconómicos………………………………….. 118
11
Tabla 30: Rango de variables para optimizar el sistema GIMCI………………… 120
Tabla 31: Valores óptimos determinados en análisis de sensibilidad…………... 120
Tabla 32: Costos de equipo y operación…………………………………………… 124
Tabla 33: Variables que influyen en el análisis económico del MCI……………. 127
12
NOMENCLATURA
Abreviaturas
IBGCC:
Integrated Biomass Gasification Combined Cycle
GIMCIA:
Gasificación de biomasa integrada a motores de combustión interna
.
alternativos
GICC:
Gasificación integrada al ciclo combinado
MCIA:
Motores de combustión interna alternativos
MCI:
Motores de combustión interna
ASTM:
American Society for Testing and Materials
FAO:
Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la
Agricultura
IBGCC:
Integrated Biomass Gasification Combined Cycle
GIMCIA:
Gasificación de biomasa integrada a motores de combustión interna
.
alternativos
GICC:
Gasificación integrada al ciclo combinado
MCIA:
Motores de combustión interna alternativos
MCI:
Motores de combustión interna
ASTM:
American Society for Testing and Materials
ATF:
Análisis termoeconomico funcional
DOE:
Departamento de energía de los Estados Unidos
OECD :
Organización para la cooperación y el desarrollo económico
USA:
Estados Unidos de América
EPM:
Empresas públicas de Medellín
GG:
Gas de gasificación
OTSG:
One Time Steam Generator
HRGS:
Heat-recovery steam generator
ASU:
Air separation unit (Planta separadora de gases del aire)
RSU:
Residuos sólidos urbanos
CSP:
Cantidad suficiente para. (llevar a un volumen determinado) o
.
PMS:
concentración de energía solar.
Punto muerto superior.
13
Unidades
wt%:
Porcentaje en peso
ppmw:
Partes por millón en peso
MWe:
Megavatios eléctricos
KWe:
Kilovatios eléctricos
m/s:
Metros por segundo
KJ/mol:
Kilo Joule por mol
KJ/Kg:
Kilo Joule por Kilogramo
MJ/Kg:
Mega Joule por Kilogramo
°C:
Grados Celsius
KWh:
Kilovatios hora
ton:
Toneladas
KW:
Kilovatios
Kcal/Kg:
Kilocalorías por Kilogramo
Atm:
Atmósfera
Ton:
Toneladas métricas
Kg/cm2:
Kilogramo por centímetros cuadrados
COP:
Pesos colombianos
COP/KJ:
Costo exegético y/o costo energético
BTU:
Unidad Térmica Británica
MWth:
Megavatios Térmicos
Nm3:
Metros cúbicos condiciones normales
h:
Hora
MJ\Nm3:
Mega joule por metro cubico a condiciones normales de presión y
temperatura
KW:
Kilowats
KWe:
Kilowatt-electrico
TWh:
Terawatt-hora
14
Componentes
CO2:
Dióxido de carbono
CO:
Monóxido de carbono
H2O:
Agua
CH4:
Metano
H2:
Hidrógeno
O2:
Oxígeno
C:
Carbono
N2:
Nitrógeno
S:
Azufre
Al:
Aluminio
Ca:
Calcio
Fe:
Hierro
Mg:
Magnesio
Na:
Sodio
K:
Potasio
P:
Fósforo
Si:
Silicio
SIO2:
Dióxido de silicio
Al2O3:
Trioxido de dialuminio
FE2O3:
Trióxido de dihierro
CaO:
Óxido de Calcio
MgO:
Óxido de magnesio
Variables
PCI:
Poder calorífico inferior
PCS:
Poder calorífico superior
Λ:
Relación Aire/Combustible
Δ H:
Entalpia de reacción
P:
Potencia eléctrica
Q:
Potencia térmica
15
Ec:
Energía del combustible
ɳele:
Eficiencia eléctrica
Es:
Energía de entrada
ɳ (SHP):
Eficiencia Global de Generación térmica y eléctrica por separado
ɳ (CHP):
Eficiencia Global de Generación térmica y eléctrica combinado
ɳ (Stand):
Eficiencia estándar
S:
Porcentaje Ahorro de combustible
f:
Porcentaje en peso de hidrógeno contenido en la cascarilla
u:
Humedad de la cascarilla
W:
Potencia instalada
T:
Producción de arroz Paddy
xn:
Fracción másica del elemento n
Ƞcg:
Eficiencia del gas frío
Ƞt:
Eficiencia global o térmica
mg:
Flujo másico del gas de síntesis
m(bio):
Flujo másico de biomasa
P(net):
Potencia neta
RE:
Relación de Equivalencia: Es la relación entre el aire usado y el aire
estequiométrico.
CP:
Costos de producción
I(anual):
Costos totales anuales de inversión
R:
Factor de escala
A:
Equipo nuevo
B:
Equipo referenciado en literatura
IR:
Tasa de interés
It:
Inversión total
te:
Tiempo de vida económica
tt:
Tiempo de vida técnica
I:
Inversión anual
16
INTRODUCCIÓN
En el ámbito de generación energética, las energías alternativas desempeñan un
papel fundamental, de acuerdo al potencial ecológico y sostenible que presenta
cada una de ellas. La aplicación de las diferentes tecnologías de explotación de
combustibles fósiles, como el petróleo, en yacimientos de difícil acceso, ha
originado la necesidad de investigaciones en la búsqueda de materias primas
óptimas para una generación autosostenible, capaz de .suplir la gran demanda
energética mundial, que según la International Energy Agency – IEA,
solo en
electricidad es de 18,9 millones de gigavatios (GW) anuales (IEA, 2008).
La biomasa de madera, fuente de energía primaria fue utilizada en forma de calor
a través de la combustión, luego con la introducción de los combustibles, derivados
del petróleo, el mundo pasa a ser dependiente de este recurso energético, siendo
en la actualidad la principal fuente de energía.
En este contexto la gasificación de biomasa, plantea una posibilidad real a la
solución de la problemática de producción energética, a partir de fuentes
renovables limpias y sostenibles, que permiten el aprovechamiento de los recursos
naturales, sin poner en peligro la seguridad alimentaria. Lo anterior debido a la
utilización de biomasa residual la cual disminuye las emisiones de gases
contaminantes al medio ambiente, aplicando la autosostenibilidad energética.
En Colombia muchas regiones poseen extensiones de terreno dedicadas a la
agricultura, cosechando productos como arroz, maíz, sorgo, etc., subutilizando la
biomasa de desecho que estos generan. La cascarilla de arroz, por ejemplo, es uno
de los residuos de biomasa que genera mayores cantidades de material de desecho
debido a la configuración fisiológica del grano con un porcentaje de desecho de un
21% (Espinal et al, 2005).
Al tener en cuenta el gran potencial agroindustrial del departamento de Córdoba,
en el marco del Plan de Competitividad Regional, con una alta producción de
17
cultivos de arroz, es posible utilizar el desecho que se genera en el proceso de
extracción del grano, mediante el uso de esta materia prima en la generación de
energía eléctrica, proporcionando un valor agregado a la cadena productiva del
arroz.
El máximo aprovechamiento de materia prima en el contexto de biomasa residual
ofrece un gran campo de desarrollo para la generación energética limpia y
sostenible. En esta investigación se evalúa la opción de generar potencia eléctrica
mediante un sistema a baja escala, de gasificación de biomasa residual acoplada
a un motor de combustión interna (MCI) a través de una evaluación termoeconómica, que sirva como base para un posible análisis de escenario, en un marco
de impacto regional y nacional.
18
1. ANTECEDENTES
Antes de la revolución industrial la madera (biomasa) era la única fuente de energía
primaria aprovechada por los seres humanos en forma de calor a través de la
combustión. Con la introducción de combustibles fósiles en forma de petróleo, gas
y carbón, el mundo pasó a ser más dependiente de este tipo de recurso energético
hasta el punto que en la actualidad es la principal fuente de energía (Kumar, Jones
y Hanna, 2009).
1.1
Historia de las plantas de gasificación
A mediados del siglo XVIII se utilizaba carbón en pequeñas cantidades, pero sólo
la escasez de la biomasa de madera causada por los grandes consumos en las
ciudades y los primeros procesos industriales en Europa, hizo que el carbón tomara
un papel importante en la producción de energía en el mundo, hecho que coincidió
con el inicio de la revolución industrial. La sustitución del carbón de madera en
aplicaciones de industria metalúrgica y acerías, que a finales del siglo XVIII,
mediante el proceso de conversión termoquímica de pirolisis, generó el primer gas
derivado de carbón, siendo comercializado por London Gas Light and Coke
Company a principios del siglo XIX.
Luego se da paso al desarrollo del gas ciudad (gas de coque a partir de gasificación)
el cual se componía principalmente por hidrógeno y monóxido de carbono, utilizado
en primera
instancia para
la iluminación, seguido de
la calefacción y
posteriormente, para la industria química. Los costos de adquisición, del gas
ciudad, eran elevados y en los hogares sólo se utilizaba para la iluminación y
preparación de alimentos, pero con la llegada de las bombillas eléctricas y la
producción de gas natural (1900-1920), el uso del gas de coque queda restringido
únicamente para la industria química.
En la década de 1920 se empiezan a desarrollar aplicaciones criogénicas y se
produce incipientemente, a través de la separación de aire, gas pobre por medio de
19
procesos de gasificación con oxígeno. Esta metodología es precursora de los
procesos actuales; tales como la gasificación de lecho fluidizado desarrollada por
Winkler (1926), Lurgi (1931) implementó la de lecho fijo y en (1940) procesos de
lecho arrastrado (Janeiro, 2009).
La utilización de combustibles fósiles con fines energéticos durante las cuatro
décadas siguientes limitó el desarrollo de las tecnologías de generación de energía
con biomasa. La primera crisis de los años 70´s concerniente al petróleo,
enmarcada en la disminución de producción de gas natural, forzó a retomar los
procesos de gasificación, y es así, como se realizan importantes avances
investigativos en este campo como la hidro-gasificación, la cual consta de un
proceso de adición de hidrógeno a la estructura del carbón para producir gas natural
sintético (GNS).
Debido a los altos costos que implicaba la producción de GNS, el desarrollo de esta
tecnología no fue comercial, y las industrias optan por mejorar procesos
desarrollados con anterioridad. A nivel mundial, la producción de combustibles
fósiles tiene un pico máximo en los años 80, disminuyendo nuevamente el interés
por las tecnologías de gasificación.
En la última década la demanda de energía se incrementó en todo el mundo, tal
como lo sustenta el informe anual de Prospectiva Energética Internacional
(International Energy Outlook, 2011) del United States Department of Energy – DOE
y la U.S. Energy Information Administration – EIA.
La proyección indicada en la Figura 1 muestra el incremento del consumo total de
energía mundial con un aumento de 505 cuatrillones de Unidades Térmicas
Británicas (BTU) en 2008, a 619 cuatrillones de BTU en 2020 y 770 cuatrillones de
BTU para el 2035, lo que corresponde a un incremento del 53% para este último
período. Es posible dilucidar, que una parte considerable del aumento en el
consumo se produce en países por fuera de la Organización para la Cooperación y
20
el Desarrollo Económico (OCDE), mientras que el consumo en los países miembros
tiende a disminuir (DOE y EIA, 2011).
Los consumos excesivos de energía, debido al aumento de la densidad
demográfica, por tanto aumento de la demanda,
generan un ambiente de
incertidumbre, teniendo en cuenta la reserva mundial de combustibles fósiles, y con
ello la preocupación por el medio ambiente, despertando nuevamente el interés de
los países por el desarrollo de tecnologías de gasificación(Janeiro, 2009).
Figura 1. Proyección de consumo de energía mundial, 1990 – 2035 (Cuatrillones de BTU).
Fuente: Adaptado de EIA
1.2. Las plantas de gasificación en el mundo.
La obtención de gas pobre, a partir de la gasificación de carbón, como combustible
para la posterior operación de turbinas a gas y MCI se ha implementado en el
mundo con diferentes plantas de capacidad considerable, mayores a 100
megavatios (MW), que aplican este tipo de tecnologías, encontrándose en
operación desde hace varios años, entre las cuales se mencionan: en USA
(Plaquemine, 165 MW, 1987) y Europa (Buggenum, 250 MW, 1992; Puerto Llano,
335 MW, 1997) (Janeiro, 2009).
21
También se han realizado proyectos de generación de energía eléctrica con
gasificación de biomasa integrada a sistemas de cogeneración - MCI. Ejemplo de
ello la planta que opera en Kokemaki en Finlandia, la cual utiliza residuos de
biomasa y cultivos energéticos como combustible. La materia prima se seca
mediante el calor residual que retorna de la zona de proceso debido a que ésta
alcanza valores cercanos al 20% de humedad. Al gas producido se le disminuye la
temperatura, posteriormente se aplica la técnica física de lavado, lo cual reduce al
máximo el alquitrán generado, y se ingresa a tres motores turboalimentados de 0,6
megavatios eléctricos - MWe cada uno, para generar en total 1.8 MWe y 4.3
megavatios térmicos -MWth utilizado en calefacción urbana.
En la ciudad de Güssing en Austria, se encuentra ubicada una planta de
cogeneración que también utiliza biomasa como combustible primario, genera 2
MWe de potencia eléctrica y 4 MWth para calefacción urbana a partir de un MCI. El
gasificador es de lecho fluidizado burbujeante y utiliza como agente reactivo vapor
de agua, el cual es producido en la zona de enfriamiento del gas, generando un
producto casi libre de nitrógeno. Procesos adicionales permiten la obtención de un
gas con poder calorífico del orden de los 12 mega joule / metro cúbico - MJ/Nm3 (N
- condiciones normales: presión-P 101325 pascales-Pa ; temperatura -T 0 grados
Celsius -°C) sin la necesidad de utilizar oxígeno puro (Nilson, 2008 y Abdul, et al. ,
2010).
La generación conjunta de energía eléctrica y calor, a partir de un sistema de
gasificación de carbón integrado con ciclo combinado (IGCC) (Integrated
Gasification Combined Cycle), siendo pionera la alianza General Electric-Bechtel
en el montaje y operación de una planta de cogeneración con tecnología IGCC en
Indiana USA, la cual utiliza dos turbinas a gas para producir una potencia de 618
MW. La iniciativa ha sido seguida por otras alianzas como ConocoPhillips –
FlúorSiemens quien desarrolló una planta de 630MW y la empresa Nuonen de los
países bajos, que construyó una planta de 750 MW (Janeiro, 2009).
22
La primera planta piloto que utilizó la tecnología Integrated Biomass Gasification
Combined Cycle, (IBGCC) fue construida en Varnamo (Suecia), con capacidad para
producir 6 MWe y 9 MWth, a partir de gasificación de virutas de madera. Esta planta
funcionó entre 1993 y 1999, y fue cerrada por los altos costos operativos
relacionados con el consumo del gas inerte y la energía necesaria para su
presurización (Kumar et al, 2009 y Boerrigter, Rauch, 2005).
El primer sistema IBGCC comercial se construyó en Selby (North Yorkshire),
Inglaterra y las pruebas de operación comenzaron a finales del año 2000. Este
sistema fue diseñado para producir 8 MWe mediante la gasificación de madera de
Álamo en un reactor de presión atmosférica, que utiliza la técnica de craqueo para
eliminar alquitranes, enfriamiento, filtración y técnica de lavado húmedo del gas,
antes del ingreso a la turbina de gas (Larson et al., 2001).
En el Estado de Bahía (Brasil), entre 1998 y 2001, se desarrolló un proyecto de
IGCC para demostrar el potencial energético de la biomasa (astillas de eucalipto y
residuos de cosechas). El sistema se construyó para generar una potencia de 32
MWe, utilizando para ello dos turbinas General Electric - GE modificadas. En la
modificación, se tuvo en consideración estudios previos del gas producido en el
gasificador (Larson et al., 2001). En este mismo Estado de Brasil se tiene
proyectado construir una planta para abastecer de energía el complejo
petroquímico de la multinacional Dow, con capacidad para generar 125,7 MWe y
1.148 toneladas de vapor industrial. La biomasa a utilizar es eucalipto, ya que esta
zona tiene sembrada 130.000 hectáreas de bosques destinados a la producción de
celulosa (Diariosur, 2012).
En Piracicaba, a 160 Km de São Paulo, se realizan investigaciones para la
construcción de una planta de IBGCC a partir de bagazo de caña para la producción
de gas pobre. Según los estudios realizados por el Instituto de Pesquisas
Tecnológicas de São Paulo - IPT, la utilización del gas pobre como combustible
para las turbinas a gas, es un proceso que triplica la generación de energía eléctrica
23
en comparación con la quema directa del bagazo de caña en las calderas, procesos
implementados en los ingenios de azúcar para el aprovechamiento energético (IPS,
2011).
1.3 Evaluaciones termoeconómicas de gasificación acoplada a MCI.
Una revisión de los estudios realizados sobre la gasificación acoplada a MCI, en el
ámbito internacional recoge las principales experiencias en este campo. Zainal et
al. (2001), desarrollaron el diseño de un sistema gasificador con flujo descendente
de aire soplado caracterizando los procesos que ocurren dentro, (por ejemplo
variaciones de temperatura, desvolatilización del carbón), así como algunos
parámetros de salida (por ejemplo, poder calorífico del gas y la velocidad de flujo).
El gas producido en el gasificador, se utilizó en un MCI de 20 KW, de movimiento
alternativo, con una carga eléctrica de 12 KWe, centrándose en la refrigeración y
sistema de limpieza, del syngas (gas de síntesis) mejorando la calidad de éste en
la aplicación.
De igual forma, Baratieri et al. (2009), estudiaron el uso de gas de síntesis de
biomasa obtenida de la pirolisis o gasificación en los sistemas de producción de
energías tradicionales, en MCI y Turbinas de Gas de Ciclo Combinado (TGCC). La
etapa de conversión de la biomasa fue simulada por medio de un modelo
termodinámico de gas-sólido. Las configuraciones del MCI y de las TGCC se
optimizaron para maximizar la producción de calor y energía; se estudiaron varios
tipos de biomasa como materia prima para evaluar el potencial de producción
energética y su efecto sobre el medio ambiente. Este sistema fue comparado con
el acoplamiento entre la gasificación de la biomasa y las pilas de combustible.
El impacto ambiental del syngas en los MCI con gasificador de flujo descendente,
teniendo en cuenta los aspectos técnicos, económicos y ecológicos, fueron
evaluados y cuantificados por Mancebo et al. (2011). El concepto de eficiencia
ecológica estuvo asociado al impacto ambiental causado por el CO2, SO2, NOx y
24
las emisiones con material particulado. Los factores de emisión obtenidos a partir
del syngas quemado en un MCI se compararon con los obtenidos a partir de la
combustión de gasolina, biodiesel, gas natural y gasoil, y se calcularon por
separado. Algunos de los aspectos técnicos y económicos tenidos en cuenta
fueron: flujo de masa del syngas, gases de escape, aire de entrada en el gasificador
y en el MCI, capacidad calorífica del syngas, eficiencia térmica y eléctrica del MCI,
eficiencia al enfriar el gasificador, eficacia del sistema, costos de producción
eléctrica del syngas, calentamiento del agua y el ahorro anual esperado. Desde el
análisis económico, se tuvo en cuenta las tasas de interés anual y los plazos de
amortización; se calcularon también los costos de producción energética, la
inversión, operación y costo en el mantenimiento de los equipos.
Los diferentes tipos de gasificadores existentes, así como el estado actual de la
tecnología de gasificación, fueron estudiados por Néstor Proenza Pérez (2011) y el
grupo de investigaciones “Conversión Térmica de la Biomasa de la Universidad de
Camagüey”, seleccionando el gasificador Downdraft Imbert modificado, por las
ventajas que presenta para el accionamiento directo de un MCI, las cuales son:
baja concentración de alquitrán en el gas pobre (<10mg/Nm3) y baja temperatura
del gas producto a la salida del gasificador. El motor seleccionado fue el ZIL-130,
por ser de amplio uso en Cuba y estar perfectamente adaptado al entorno. Se
realizaron diferentes cálculos teóricos con el objeto de visualizar su comportamiento
al sustituirle combustible por gas pobre, así como una valoración económica de
dicha sustitución; igualmente se logró dimensionar el gasificador que alimenta
dichos motores.
En el trabajo de Lesme-Jaén et al. (2011a) se presenta la evaluación de un sistema
gasificador / MCI, para determinar las mejores condiciones de operación del
gasificador, la calidad del gas producido y la potencia eléctrica que se puede
generar en el motor. En la primera parte se presentan los resultados de la
evaluación de los parámetros termodinámicos del gasificador y en la segunda la
evaluación de los parámetros operacionales, la calidad del gas, la potencia
25
generada por el motor y sus emisiones de gases. Los resultados demuestran que
existe una proporción óptima del flujo de aire total a suministrarse por cada uno de
los puntos o estadios, donde se obtienen las mejores condiciones de trabajo del
sistema.
En un segundo momento, Lesme-Jaén et al. (2011b) realiza una evaluación de un
sistema gasificador/MCI, y determinan; los
parámetros operacionales
del
gasificador, la calidad del gas que él produce y la potencia eléctrica y gases
contaminantes que se pueden generar en el motor. La calidad del gas se evalúa
atendiendo a su contenido de alquitrán y particulados. La novedad consiste en la
utilización de un gasificador con dos etapas (puntos) de inyección de aire, como
una solución para mejorar la calidad del gas producido. En el trabajo se demuestra,
como la utilización de una segunda inyección de aire en el gasificador disminuye el
contenido de alquitrán del gas con respecto a otros tipos de gasificadores y durante
la generación de electricidad las emisiones de NOx disminuyen con respecto al gas
natural.
Allesina et al., (2011), desarrollaron un modelo simple de un gasificador acoplado
a un MCI, con el fin de predecir diferentes condiciones de operación y definir hasta
qué punto la planta real está trabajando a partir de sus valores de producción
teórica. Los datos experimentales fueron adquiridos por diferentes métodos como;
el análisis de caída de presión para la tasa de medición de calibración, medidor de
flujo de Pitot, flujo de aire para el caudal del syngas, la escala de humedad para la
biomasa y análisis de flujo de masa para el consumo de la biomasa. Por tanto, la
comparación entre el modelo y los datos, adquiridos por un sistema experimental
con la potencia nominal de 250 KWe, se pudo utilizar para analizar tanto la
sensibilidad del modelo y las posibles razones de la sobreproducción de alquitrán
por el sistema, sugiriendo posibles soluciones.
Côrtes et al., (2011), probaron un gasificador de biomasa a 180 KW en la
Universidad Estadual de Campinas (Brasil), gasificando un vegetal llamado elefante
(Pennisetum purpureum), conectado a un MCI y a un generador eléctrico. Este
26
gasificador, podría llegar a suministrar alrededor de 55 KWe, identificando aspectos
técnicos sobre el desarrollo y la prueba del gasificador, que funciona como planta
piloto. Se calcularon los parámetros iniciales de funcionamiento (caudal de aire,
velocidad de alimentación de biomasa), las pruebas necesarias para la
caracterización de la biomasa, los procedimientos preliminares y operativos para la
puesta en marcha.
La gasificación de biomasa en un lecho fluidizado burbujeante, acoplado a un MCI
mediante el uso de un modelo matemático, basado en el Aspen Plus ® (simulador
de procesos de cogeneración), fue estudiado por Damarthzis et al. (2012). El
modelo se basa en una combinación de módulos que el simulador Aspen Plus
ofrece, y que representa los pasos del proceso de gasificación, secado, limpieza de
los gases para la combustión en el MCI. Está basado en balances de masa y
energía que permiten calcular la cinética de la reacción, permitiendo analizar una
amplia variedad de biomasas (almendra de aceituna, mazorca de maíz / tallos,
semillas de colza y tallos de girasol), utilizando aire como agente de fluidización
para predecir el rendimiento del sistema en términos de eficiencia térmica.
Centeno et al. (2012), describieron un modelo matemático que fue desarrollado
para predecir el rendimiento en estado estacionario para un sistema energético por
gasificación de biomasa de corriente descendente integrado a un motor encendido
por chispa. Para los cálculos del gasificador se dividió en tres zonas; secciones de
secado (pirolisis), oxidación y reducción. El modelo del motor se basa en el ciclo
termodinámico aire-combustible para los motores de encendido por chispa, y tiene
en cuenta la composición del syngas utilizados como combustible. Este modelo es
aplicable para el ajuste más preciso de los parámetros de diseño del gasificador y
el motor con el fin de proporcionar la mayor eficiencia general al sistema.
Martínez et al. (2012), estudiaron gasificadores de corriente descendente de
biomasa acoplados a motores de combustión interna, siendo una tecnología viable
para la generación de energía y calor a pequeña escala. Este estudio contiene
27
información recopilada a partir de una revisión de los trabajos publicados sobre los
efectos del tamaño de partícula y el contenido de humedad de la materia prima de
biomasa y de la relación de equivalencia aire / combustible utilizado en el proceso
de gasificación con respecto a la calidad del gas pobre. Por último, se presenta la
información sobre el rendimiento típico de varios motores de ciclo Diesel y Otto
alimentados con gas pobre.
El rendimiento de un MCI de encendido por chispa alimentado con gas biomasa
(gas de madera), fue estudiado y evaluado mediante un modelo matemático
analítico. La evaluación del modelo se basa en el ciclo termodinámico de airecombustible para los motores de encendido por chispa, teniendo en cuenta la
composición de los gases de madera utilizados como combustible. Dicho modelo
puede predecir los perfiles internos de temperatura y flujo de calor, así como el
trabajo y la presión en relación con el ángulo de giro. Se utiliza también para evaluar
la influencia de la velocidad de rotación, la relación de aire y el tiempo de encendido
en el motor de potencia indicada. Por otro lado, se encontró que puede lograrse
una potencia de salida entre el 59 % y el 65 % cuando la alimentación del motor se
realiza con gas de madera, potencia muy superior a cuando se realiza la
alimentación con gasolina (Centeno et al., 2013).
Piriou et al., (2013), analizaron el uso directo de biomasa seca como combustible
en MCI, siendo de gran interés por la gran disponibilidad de materia vegetal y la
versatilidad de éstos. El carbón se utilizó en el pasado, pero dio lugar a muchos
problemas causados por el manejo de combustible y el desgaste en el MCI. En
comparación con este último, la biomasa tiene un impacto neutro de CO2, y es casi
cenizas y azufre. Las tecnologías de pulverización de biomasa usan materia prima
que puede ser reducida a tamaños menores. Convirtiendo la biomasa sólida en un
biocombustible muy prometedor, entre los diversos combustibles nuevos y
renovables en investigación y desarrollo. Después de una visión general de los
últimos intentos de implementar motores alternativos con carbón, en este trabajo
28
se evaluó el uso de la biomasa, que hasta ahora no era considerada como
combustible en motores.
Lee et al. , (2013), analizaron la viabilidad, con bases ingenieriles y tecnológicas,
de convertir biomasa lignocelulósica en energía eléctrica, mediante un sistema
gasificador con flujo descendente a escala, acoplado a un MCI encendido por
chispa, con un generador eléctrico, para aplicaciones portátiles en granjas agrícolas
y zonas rurales. El objetivo principal en el estudio fue investigar el acoplamiento e
integración entre la unidad gasificadora y la unidad de generación energética.
Haciendo énfasis en la eficiencia del sistema al generar y distribuir energía. De
igual forma demostraron la viabilidad para los sistemas integrados en escenarios
del mundo real, donde los recursos de biomasa lignocelulósica están ampliamente
disponibles y se distribuyen en todos los ámbitos. Los materiales seleccionados
fueron: pino, roble rojo, estiércol de caballo y cartón, pues representan diversidad
en cuanto a recursos biomásicos. Se evaluaron las eficiencias para los
componentes individuales así como la del sistema integrado, a partir de datos
experimentales y un modelo termo-químico para las materias primas.
Prando et al. (2013), evaluaron el efecto de la torrefacción de biomasa por eficiencia
energética a través de un pretratamiento en el sistema asificacador, aplicando un
modelado multietapa. La gasificación fue simulada por un modelo termodinámico
gas-solido, evaluando rendimiento teórico y composición producto (Syngas, y
residuos carbonosos o char). El
Syngas utilizó unidades de potencia para la
generación energética acoplándose a la etapa gasificadora, teniendo en cuenta las
secciones
recuperadoras, limpieza y calor-gas. Todo el sistema fue simulado
proponiendo tres unidades para generación diferentes; MCI, turbinas de gas y de
ciclo combinado. Se realizó un análisis paramétrico configurando la temperatura
de la materia prima, la torrefacción y la gasificación, variando el agente gasificador,
y la evaluación en cuanto a las eficiencias eléctricas y térmicas para las diferentes
configuraciones de planta. En particular, se evaluó el efecto de temperatura para
torrefacción con el rendimiento del sistema. Este análisis teórico permitió definir
29
algunos parámetros de escala, útiles para la evaluación con énfasis en la viabilidad
de sistemas que convierten energía y son alimentadas por biomasa torrada.
1.4. Estudios de gasificación para generación de potencia en el ámbito
nacional
A nivel nacional los estudios de gasificación comprenden diferentes tópicos; desde
investigaciones teórico-prácticas con equipos a escala en diferentes laboratorios,
hasta aplicaciones industriales en el sector productivo. Desarrollados en distintas
Universidades del país, incluso en algunos casos con el apoyo del Departamento
Administrativo de Ciencia y Tecnología - Colciencias y entidades adscritas al
Ministerio de Minas y Energía (MME) como el: Instituto Planificación y Promoción
de Soluciones Energéticas para las Zonas no Interconectadas (IPSE) (De la Cruz
et al. 2011) y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME, 1997; IPSE,
2009). Las aplicaciones de sistemas de integración energética de ciclos
combinados son aun menores, además se carece de proyectos piloto.
Ocampo et al. (2000), realizaron un estudio para evaluar la factibilidad técnica de
la implementación de la tecnología de gasificación en los carbones colombianos,
para lo cual se construyó un reactor en lecho fluidizado y se realizaron varias
pruebas de gasificación. Los carbones gasificados fueron de las zonas mineras de
Antioquia y Valle del Cauca. Las experiencias con los carbones de Valle del Cauca
no tuvieron mucho éxito, porque presentaron aglomeración dentro del lecho, por lo
cual no fue posible obtener un lecho fluidizado. Como agentes de reacción se
utilizaron vapor de agua y aire, precalentados antes de ingresar al equipo. El poder
calorífico del gas producido varió entre 2.7 y 3.3 MJ/Nm3 y su composición de gases
analizada por medio de un cromatógrafo.
Chejne et al. (2006), con la experiencia de los estudios de gasificación de carbones
colombianos, llevaron a cabo el diseño de una planta de gasificación a nivel
industrial para el secado de material cerámico en la ladrillera San Cristóbal, con el
objetivo de reducir los costos de operación. La planta tiene una capacidad de
30
procesar 160 Kg/h de carbón y producir 20.000 Kg/h de aire a 500°C, aptos para
secar 180 toneladas de material cerámico en 48 horas, logrando eliminar 20
toneladas de agua aproximadamente. En pruebas realizadas se pudo determinar
que la eficiencia en el proceso de calentamiento del aire, mediante la gasificación,
alcanzó un 85% sin ningún porcentaje de inquemados. El proyecto logró el objetivo
propuesto ya que el sistema convencional existente alcanzaba una eficiencia del
70% y un 25% de inquemados
Martínez A (2005), evaluó el rendimiento energético de un reactor de lecho
fluidizado burbujeante a escala piloto para gasificar cascarilla de arroz. Los
resultados encontrados mostraron que se podía producir aproximadamente 52 KW
de potencia energética con eficiencia al frío de 33, 04%, velocidades de fluidización
normalizadas entre 0,15 y 0,18 m/s y factor de aire de 0,24 a 0,32. El gas producto
tenía un poder calorífico de 3.12 MJ/Nm3 y concentraciones de CO (11 %), CH4
(3.45 %) y H2 (4.56 %). La temperatura del lecho fluido se mantuvo alrededor de
820°C y temperaturas mínima y máxima de 780 y 870°C respectivamente (Moreno,
2010).
El IPSE en convenio con la Universidad Nacional, sede Medellín, en el periodo
(2007- 2009), desarrolló un proyecto piloto de gasificación de biomasa leñosa en el
corregimiento el Totumo municipio del Necoclí (Antioquia), para la generación de
energía eléctrica a través de un gasificador de lecho fijo de 40 KW y un grupo
electrógeno. El proyecto incluyó también la instalación del alumbrado público con
tecnología solar y diodo emisor de luz (LEDS- Light Emitting Diode), e instalación
de bombillas ahorradoras para iluminación interior. El proyecto hasta Noviembre de
2010 suministró energía a treinta y dos usuarios, para un total de doscientos
habitantes beneficiados con un promedio de cuatro horas de servicio diario, a partir
del mes de Diciembre y con el programa Antioquia iluminada, estos treinta y dos
usuarios fueron conectados a las redes eléctricas de Empresas Públicas de
Medellín (EPM), por lo que la planta brindó el suministro de energía a varios
proyectos productivos adelantados en la región, como ebanistería, peletizado,
31
cortes de madera y la proyección de una cadena de frío para almacenamiento y
refrigerado de alimentos. La evaluación del gasificador y puesta en operación se
abordó en un proyecto conjunto de Ciencia y Tecnología entre IPSE y la
Universidad Politécnica de Valencia - UPV en España, que lo asignó al grupo
(LabDER) laboratorio de recursos energéticos distribuidos del Instituto de
Ingeniería Energética (IIE) de la UPV. (De la cruz, 2011; IPSE, 2009; Pérez et
al.2010).
La Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (USAID) a través
del programa Energía Limpia para Colombia (CCEP) el cual busca apoyar las
instituciones gubernamentales para formular e implementar proyectos sostenibles
de energías renovables , promover políticas públicas y uso de fondos públicos para
energización rural, apalancar inversión del sector privado hacia la eficiencia
energética y energías renovables(EE/ER), y en la construcción e implementación
de la Estrategia Colombiana de Desarrollo Bajo en Carbono (LEDS); promulgó la
Resolución 0563 del 21 de Diciembre de 2012, que establece el procedimiento y
requisitos para evaluar y conceptuar sobre las solicitudes presentadas ante el
Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible con miras a obtener la exclusión de
impuestos sobre las ventas (IVA) y/o reducción en la renta de elementos, equipos
y maquinaria destinados a proyectos, programas o actividades de reducción en el
consumo de energía y eficiencia energética.
De los múltiples proyectos que ha impulsado el CCEP en conjunto con las Cars
(Corporaciones autónomas regionales) ONGs, Organismos del MME, como el
IPSE, UPME y diferentes comunidades, afrocolombianas e indígenas, cabe resaltar
el gasificador acoplado a MCI para las poblaciones de Jovi y Coquí en Nuquí en el
pacífico colombiano utilizando biomasa del árbol de matarratón y algunos residuos
agrícolas con capacidad de 32 KW, instalado y puesto en marcha en 2012.
Mendoza et al. (2012), en el departamento de Ingeniería Mecánica de la
Universidad Pontificia sede Montería y la Universidad del Norte, realizaron un
32
análisis exergético de la gasificación de biomasa residual con la finalidad de obtener
energía útil. Se desarrolló un modelo para la gasificación de biomasa basado en el
equilibrio químico de las reacciones. Dicho modelo permite predecir la evolución de
la composición del syngas en función de la temperatura, las presiones y la
composición elemental de los residuos del proceso de extracción de aceite de
palma y orujo de lavado de uva (hidrogeno, oxigeno, carbono y nitrógeno), como
también hacer un análisis exergético. Se encontró que independiente del agente
gasificante, la concentración de monóxido de carbono e hidrógeno tienden a
incrementar significativamente a altas presiones y elevadas temperaturas. Además,
se muestra que la eficiencia exergética incrementa con la temperatura y disminuye
con el aumento de la relación aire/combustible
En la actualidad la Universidad del Norte en convenio con la Universidad Pontificia
Bolivariana
(UPB)
de
Montería,
desarrollan
un
proyecto
denominado
“Caracterización del proceso de gasificación teórico-experimental de los residuos
de la palma africana en lecho fijo”. El proyecto permitirá la generación de energía
eléctrica en las zonas rurales apartadas de las redes de transmisión a partir de
gasificación de residuos agrícolas, los cuales son la principal fuente de energía en
estas regiones.
2. JUSTIFICACIÓN
La demanda de la energía según la Agencia Internacional de Energía (IEA, 2008),
tiende a crecer en más de un 50% hasta el año 2030. Bajo este escenario, el
consumo primario mundial de la energía aumentaría de 14,2 terawatts hora (TWh)
en 2003 a 21,6 TWh en 2030 (un TWh es una unidad de energía equivalente a 1
billón de watts por hora). El gran aumento en la demanda de energía que se avecina
tendrá, implicaciones directas en la garantía de provisión, costo y sustentabilidad
33
ambiental en la generación energética. Este escenario es el que ha despertado el
interés en el uso de combustibles no fósiles, renovables y menos contaminantes.
La generación de energía eléctrica a baja escala utilizando recursos renovables
conlleva al concepto de producción energética limpia y sumado al uso de materias
primas de biomasas residual lignocelulósica, agroindustrial o gramíneas da un valor
agregado de sostenibilidad, ya que estas no se destinan a la alimentación, haciendo
parte de los biocombustibles de segunda generación, los cuales se pueden producir
por gasificación o diferentes métodos significativamente complejos; las diferentes
tecnologías existentes de conversión de biomasa aun no aplican a la producción
energética a gran escala.
En razón a lo anteriormente planteado, la simulación de la transformación
energética de biomasa por el método de gasificación, utilizado como combustible
en MCI, para generación de energía eléctrica, arroja parámetros claves, útiles en el
diseño, puesta en marcha y operación de plantas. Estas proporcionan variables
reales, con datos de producción que permiten aplicar tecnologías avaladas,
convirtiéndose en herramienta objetiva de gran potencial de desarrollo de las
regiones y el país.
La aplicación en zonas aisladas, no interconectadas a la red eléctrica nacional
(ZNI); permite establecer con criterios técnicos y económicos los parámetros de
funcionalidad en cuanto a eficiencia, capacidad de producción, con todos los costos
reales que implica, sin poner en riesgo la inversión, ya que por medio de la
evaluación termoeconómica se establece la capacidad y las pérdidas energéticas.
Además, la evaluación termoeconómica, permite realizar mejoras de eficiencia y
optimización en el proceso, generando una base técnica e ingenieril para la
selección de equipos, montaje y puesta en marcha de las plantas de gasificación
acopladas a MCI.
34
A su vez dichas plantas se convierten en un andamiaje de desarrollo tecnológico
para la región y el país, impulsando toda una serie de cadenas productivas que
utilizan la energía eléctrica para la industrialización de los procesos de acuerdo con
las líneas potenciales de explotación regional.
Por esta razón el gobierno nacional a través del MME estudia y pone en práctica
políticas que impulsen el desarrollo de energías limpias en el país, como la Ley No
1715 del 13 de mayo de 2014, la cual regula la integración de las energías
renovables no convencionales al sistema energético nacional. Así mimo está la
Resolución 0563 del 21 de diciembre de 2012 de la UPME para la exclusión de
impuestos sobre las ventas de elementos o programas que reduzcan el consumo
de energía y garanticen eficiencia energética.
En este sentido, cabe destacar los Acuerdos firmados con el CCEP (COLOMBIAN
CLEAN ENERGY PROGRAM). Este programa de energía limpia para Colombia de
la Agencia de Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (USAID) tiene como
objetivo principal aumentar el acceso a fuentes de energía renovables y mejorar las
prácticas de eficiencia energética en Colombia a través de apoyo a proyectos de
desarrollo, asistencia técnica y creación de un entorno financiero favorable, para
estimular la inversión en la generación de electricidad, con el uso de fuentes de
energía renovable y eficiencia energética.
El USAID trabaja con instituciones adscritas al gobierno nacional como, IPSE,
UPME,
corporaciones
regionales
ambientales,
gobernaciones,
alcaldías,
comunidades, resguardos indígenas, concejos, ONGS y el sector privado han
logrado materializar diversos tipos de proyectos energéticos en Colombia en el
contexto de las energías renovables y específicamente en tecnología de biomasa
y gasificación.
Proyectos de generación de energía eléctrica a baja escala en las diferentes
comunidades, a lo largo del territorio nacional, como el gasificador de madera en
35
lecho fijo descendente acoplado a MCI en el corregimiento el Totumo (Necoclí) o el
gasificador de biomasa residual acoplado a MCI para las comunidades de Jovi y
Coquí en la zona de Nuquí en el pacífico Colombiano, ya mencionados, son de
suma importancia, no solo porque mejora las condiciones de calidad de vida de sus
habitantes, sino porque da paso al desarrollo regional a través de las cadenas
productivas
En este contexto, el análisis termoeconómico desarrollado concuerda con el sexto
objetivo del megaproyecto, “Desarrollo de integración tecnológica de recursos
energéticos renovables en sistemas productivos agrícolas y agroindustriales del
Departamento de Córdoba”, presentado en diciembre de 2013 por parte de varios
entes del sector productivo y de investigación. Este fue aprobado por el Sistema
General de Regalías (SGR) al fondo de Ciencia y Tecnología para el Departamento
de Córdoba. El objetivo en mención hace referencia a la modelación y simulación
de procesos de integración de energías renovables para el aumento de la
competitividad en actividades del sector agroindustrial del departamento, buscando
establecer futuros potenciales energéticos regionales a través de evaluaciones
energéticas (UPB et al, 2012).
3. OBJETIVOS
3.1 GENERAL
Analizar termoeconómicamente un sistema de gasificación con cascarilla de arroz,
acoplado a un MCI para generación de potencia a baja escala en el departamento
de Córdoba.
3.2 ESPECÍFICOS
36
Obtener el potencial de generación de la cascarilla de arroz y su pronóstico para
una disponibilidad futura en el departamento de Córdoba
Identificar características termoquímicas y tecnologías de generación de potencia,
a partir de gasificación de la cascarilla de arroz con el fin de seleccionar la
tecnología más adecuada.
Modelar y simular un sistema de gasificación de biomasa a partir de la cascarilla de
arroz, para la generación de potencia en el departamento de Córdoba
Realizar un análisis de costo de la tecnología MCI con el fin de establecer
parámetros económicos para una posible implementación en el departamento de
Córdoba.
37
4. MARCO DE REFERENCIA
La explotación de recursos es una preocupación latente debido a su inminente
extinción, por esto el aumento de estudios e investigaciones teóricas y
experimentales enmarcadas en la búsqueda de materias primas aptas para
implementación energética, que disminuyan la gran demanda de recursos no
renovables para este fin; y puedan ser reemplazados con la máxima eficiencia
posible, en el marco de la temática de producción de energía limpia, amigable y
sostenible a nivel mundial.
4.1 Biomasa
La biomasa es la materia orgánica de origen vegetal o animal que puede
considerarse como una fuente de energía renovable porque su valor proviene
directamente del sol, fuente inagotable relativa de este recurso natural.
En las plantas la energía solar se transforma en biomasa mediante el proceso de
fotosíntesis, en éste las células toman CO2 del aire y lo transforman en materia
orgánica (mediante la ecuación: CO2 + H 2O
(H-COH) + O2), la cual se ve
reflejada en el crecimiento de las hojas, tallo, ramas, etc.
Por otro lado los animales transforman indirectamente la energía solar, al tomar los
nutrientes de las plantas (herbívoros) o de otros animales (carnívoros). La energía
química acumulada en la biomasa puede transformase en calor mediante
combustión directa, pero también puede convertirse en combustibles sólidos,
líquidos o gaseosos por medio de procesos termoquímicos, fisicoquímicos y
biológicos. (García F, 2011; Sebastián y Royo, 2002; Secretaría de Energía
Argentina, 2008).
Los principales componentes de la Biomasa son en su mayoría: carbón, oxigeno,
hidrógeno y pequeñas fracciones de elementos minerales como potasio, fósforo,
sulfuro entre otros, conocidos comúnmente como celulosa y hemicelulosa. Esto es
38
importante puesto que al analizar las reacciones que tienen lugar en la biomasa, se
descubre en sus productos al ser procesada; nuevos compuestos inorgánicos,
quienes a su vez son convertidos en nueva biomasa, lo cual muestra un ciclo
perfecto para el aprovechamiento (IDAE, 2007), Figura 2.
Figura 2: Fuentes de generación de biomasa
Fuente: Moreno, 2010.
4.2 Usos y tecnologías para el empleo de la Biomasa
Para la utilización de la biomasa como materia prima energética, las técnicas,
métodos y/o procesos son muy variados, y reciben el nombre de procesos de
conversión, Las tecnologías para la conversión, distinguen procesos termoquímicos
como combustión, pirolisis y gasificación, y bioquímicos como digestión anaerobia,
esto en forma generalizada, sin embargo los autores utilizan diversas formas de
describirlas y nombrarlas. (Figura 3)
Combustión: Proceso para la liberación de calor, en el cual reaccionan el carbono
y el hidrógeno contenidos en el combustible con el exceso de oxígeno formando
CO2 y agua (Cerdá, 2012). Los equipos para este proceso son eficientes, cómodos
y competitivos.
39
Gasificación: Producción de un gas combustible con características muy similares
al gas natural, por la acción de calor en un medio casi anóxico mediante la
descomposición térmica de la materia prima (Romero, 2011)..
Pirólisis: Proceso de descomposición térmica de biomasa a través de una oxidación
incompleta en medio anóxico que genera carbón, hidrocarburos e hidrógeno,
elementos aptos como combustibles. (Cerdá, 2012).
Sistemas productores de biocarburantes: Esto se refiere a la transformación
biológica y fisicoquímica de cultivos energéticos, especies vegetales oleaginosas
(girasol, colza, etc.) y especies vegetales ricas en azúcares (trigo, maíz, caña de
azúcar, remolacha, etc.) específicamente (Romero, 2011).
Figura 3: Procesos de conversión de la biomasa.
Fuente: Moreno, 2010.
40
4.4. Fundamentos de gasificación
Esta tecnología no es reciente, ha sido un recurso habitual por mucho tiempo con
pretensiones de convertir sólidos en gases que sean útiles en MCI, calderas y
turbinas (Romero, 2011). Este proceso termoquímico engloba la descomposición
térmica de la biomasa seca en ausencia de aire. Se genera un sólido carbonoso
(Estrada y Zapata, 2004). Además de suplir combustibles fósiles, la gasificación
permite la obtención de altos rendimientos eléctricos a partir de biomasa, para la
generación de vapor y una expansión del mismo en un alternador turbo (Romero,
2011).
Un sistema, para la producción de calor y potencia, consiste en un gasificador, un
limpiador de gas y un convertidor de energía, el cual generalmente es un motor o
una turbina. Este proceso se cumple en una cámara cerrada y sellada que opera
un poco por debajo de la presión atmosférica. Lo difícil de este proceso es el filtrado
del gas de síntesis ya que requiere equipos con capacidad para operar con gases
a elevadas temperaturas, partículas en suspensión de diferentes tipos y flujos altos
de masa (IDAE, 2007).
4.4.1 Etapas de la gasificación.
En el proceso de gasificación ocurren una serie de reacciones químicas básicas,
las cuales, algunas son de tipo endotérmicas y otras exotérmicas. La tabla 1
muestra cada una de esas reacciones con sus características principales.
Principalmente, el proceso de gasificación se lleva a cabo por medio de 4 etapas:
* Secado o volatilización: En principio, el agua contenida en el material se remueve
a temperaturas no menores de los 100 °C (IDAE, 2007). Se provoca entonces la
evaporación absorbiendo el calor sensible tanto para dicha evaporación como para
seguir elevando la temperatura (Romero, 2011) lo cual ocasiona la volatilización de
otros compuestos de bajo peso molecular. Al momento de utilizar modelos que
simulen lo que ocurre en esta etapa, la volatilización es asumida en el punto de
41
entrada para siguientes consideraciones en la cinética ocurrida en el reactor
(Estrada y Zapata, 2004).
Tabla 1. Reacciones básica en la gasificación de biomasa
H
KJ/m ol
Tipo de
Reacción
Combustión
-393
Exotérmica
Combustión incompleta
-110
Exotérmica
C  O2  2CO2
Bouduard
172
Endotérmica
C  H 2O  CO  H 2
agua-gas primaria
131
Endotérmica
C  2H 2  CH 4
Gasificación con
hidrogeno
-75
Exotérmica
Oxidación de CO
-283
Exotérmica
Meta nación
-206
Exotérmica
Oxidación de hidrogeno
-242
Exotérmica
Oxidación del metano
-519
Exotérmica
agua-gas; shift
-41
Exotérmica
Reformado de metano
-206
Exotérmica
Reacción
1 Oxidación
heterogénea
2 Reacción
heterogénea
en equilibrio
3 Oxidación
homogénea
4 Reacción
homogénea en
equilibrio
Formula
C  O2  CO2
C
1
O2  CO
2
2CO  O2  2CO2
CO  3H 2  CH 4  H 2O
2H 2  O2  2H 2O
3
CH 4  O2  CO  2H 2O
2
CO  H 2O  CO2  H 2
CH 4  H 2 O  CO  3H 3
Proceso
Fuente: Adaptado de (Andre et al., 2005 ; Sierra F, 2006).
* Pirólisis: En esta segunda etapa, se lleva a cabo la degradación térmica de la
biomasa seca en ausencia de aire, generando un sólido carbonoso, algunos
alquitranes (tras) y varios gases (gases síntesis), esto a temperaturas que oscilan
entre los 200 y 500 °C. La reacción es endotérmica, descomponiendo la biomasa
generando los residuos anteriormente mencionados (Cerdá, 2012). La aportación
de calor en la pirolisis se divide en alotérmico (es la transmisión de calor indirecta
que se lleva a cabo por conducción y radiación de las paredes) y autotérmico
(proceso de calentamiento directo, la combustión de la carga proporciona la
energía) (Castel 2005).
* Reducción: En esta etapa, se presentan numerosas reacciones químicas en
presencia de altas temperaturas (IDAE, 2007), se lleva a cabo una combinación del
vapor de agua con el dióxido de carbono (Romero, 2011).
42
* Oxidación: Esta última etapa tiene lugar al introducir aire en el proceso, donde
entran a intervención algunos gases inertes, Esta fase oxida la fracción más pesada
(carbonosa) de la biomasa al entrar en contacto con el agente gasificante utilizado
(aire, oxigeno, o vapor de agua) (IDAE, 2007).
El rendimiento del proceso de gasificación en su mayoría de veces, está siempre
en un rango de 70 % y 80 %, y su variabilidad depende de la tecnología, el
combustible y el agente gasificante empleado en el proceso. La energía “perdida”
se encuentra distribuida en las reacciones que tienen lugar en el procedimiento.
4.4.2 Tecnologías para la gasificación.
Se han desarrollado dos tecnologías dependiendo del tipo de gasificador:
* Gasificación de lecho fijo-móvil: de corriente ascendente o tiro directo (updraft) y
de corrientes descendente o tiro invertido (downdraft)
* Gasificación de lecho fluidizado: Circulante y burbujeante
Gasificadores de corriente ascendente o tiro directo (updraft): Este gasificador es
del tipo más antiguo y sencillo, (Figura 4) en el cual; la entrada de aire se lleva a
cabo en la parte inferior del gasificador circulado en contra de la corriente y los
gases combustibles producidos salen por la parte superior a temperaturas
relativamente bajas, lo cual es clave en la eficiencia del sistema, ya que el calor
sensible del gas es empleado para precalentar y secar el combustible (IDAE, 2007).
Cada una de las zonas están muy bien distribuidas, el agente gasificante sube por
la zona caliente del reactor, el gas sin tratar es transferido a la biomasa. En el
momento en que los gases calientes ascienden; la biomasa desciende a través del
gasificador, ocurriendo de esa forma el secado, pirólisis y finalmente la gasificación
(reducción + oxidación) (Estrada y Zapata, 2004).
43
Esta tecnología es sencilla y de bajo costo, admite humedades altas en el material,
posee una conversión del carbono en un 97 % y las temperaturas en el gas de
salida están entre los 100 0 C y 3000 C (Solar, 2010)
Figura 4.: Lechofijo: updraft
Fuente: Treviño, 2002
Gasificadores de corriente descendente o tiro invertido (downdraft): En este tipo de
gasificadores (Figura 5) que generalmente es más aplicable en motores de
combustión interna y turbinas de gas; la entrega del gas combustible se lleva a cabo
en la parte baja y la inyección del aire por la parte media (IDAE, 2007).
El agente gasificante (aire u oxígeno) baja en contra de la corriente. En la zona
inferior que consta de una capa de carbonilla es donde tiene lugar la gasificación,
ésta se mantiene por la generación de calor producido en la oxidación de la biomasa
(Estrada y Zapata, 2004).
Esta tecnología es simple y de bajo costo. La humedad con que se alimente debe
ser baja, aproximadamente del 20%. Su conversión de carbono está en un rango
entre el 92% y el 96 %, y en la salida; el syngas se encuentra a alta temperatura
44
entre los 6000C y 8000C, por lo que se requiere un recuperador de calor (Solar,
2010).
Gasificadores de lecho fluidizado: Esta tecnología es empleada en instalaciones de
mediana (5 MW-50 MW) y gran escala (50 MW-300 MW) (Sierra, 2009). Se habla
también de dos tipos de gasificadores de lecho fluidizado: fluidizado burbujeante y
fluidizado circulante (Figura 7), en los que suponen una diferencia difícil de
visualizar, pero que se evidencia con la existencia de una tubería de recirculación
dentro del reactor para el caso del fluidizado circulante y que sugiere una eficiencia
insuperable (Estrada y Zapata, 2004), ya que el syngas obtenido posee un poder
calorífico tres veces superior al de los gasificadores convencionales en el orden de
4 a 6 MJ/Nm3. ( Sierra, 2009; Estrada y Zapata, 2004; Ackermann et al, 2001).
Figura 5: Lechofijo: downdraft
Fuente: Treviño, 2002
En el proceso, el agente gasificante es introducido por medio de un lecho de
partículas sólidas, cuyo fin es el de mantenerse en suspensión, el combustible se
introduce por la parte inferior del gasificador mezclándose y calentándose con el
lecho hasta igualar su temperatura, para de esta forma obtener una gran mezcla de
gases. Luego, se produce una nueva gasificación y de esta manera; nuevas
reacciones (Sierra, 2009).
45
Esta tecnología es meramente innovadora y de un costo mayor, pero maneja alta
capacidad, la temperatura es uniforme tanto al interior como en los productos, y
acepta partículas de muchos tamaños, manejando humedades hasta del 50 % con
una conversión del carbono entre el 94 y 96 % (Solar, 2010).
Figura 6: Lecho fluidizado
Burbujeante
Circulante
Fuente: Treviño, 2002
Para la elección de la tecnología de gasificación a emplear se debe tener en cuenta
el tipo y la cantidad de biomasa de la que se dispone, la aplicación final que se
pretende, es decir, qué necesidades energéticas se aspira cubrir, y factores
medioambientales y económicos.
Al instalar una planta de gasificación es necesario seleccionar el tipo de gasificador
teniendo en cuenta el combustible primario a utilizar, los condicionamientos
atmosféricos, económicos y tecnológicos con el fin de generar un gas con alta
proporción de combustibles y baja impureza, buscando un mejor desempeño de la
máquina y evitar el deterioro de este.
46
4.4.3. Plantas de gasificación
Las plantas de gasificación son plantas de pequeña potencia pensadas para su
utilización en el punto de producción de la biomasa (normalmente residual), estos
residuos de biomasa pueden tener distinto origen y serán utilizables siempre que
cumplan unos requisitos en su composición (Sierra, 2009).
En la planta de gasificación se transforma un residuo de biomasa en energía
eléctrica y energía térmica, produciendo un subproducto (cenizas) reutilizable en
otros procesos sin coste de gestión; las biomasas utilizables son: residuos
forestales, agrícolas, ganaderos, industriales, sólidos urbanos, etc., no necesita
ningún combustible de apoyo, solamente una toma eléctrica (Sierra, 2009).
Las plantas de gasificación de residuos integradas se componen de tres sistemas
principales para la generación de electricidad, a saber:
1. Reactor de gasificación de residuos, necesario para generar el syngas.
2. Sistema de limpieza, el cual elimina impurezas del syngas.
3. Generador de syngas, encargado de quemar el gas por medio de los MCI
generando finalmente energía eléctrica y térmica.
Funcionamiento: Hay tres fases o transformaciones básicas en el funcionamiento
de las plantas de gasificación:
• Acondicionamiento de la biomasa para ser gasificada: La biomasa para entrar en
el reactor gasificador debe cumplir unos requisitos de humedad y granulometría que
se lo proporciona el acondicionamiento.
• Producción del gas utilizable en el motor térmico por defecto de oxígeno: en la
que se alcanzan los 1300°C; los reactivos son exclusivamente la biomasa y el aire,
este gas arrastra partículas que para un funcionamiento sin problemas del motor,
hay que eliminar; se hace con un tratamiento del gas, filtrado seco y húmedo.
47
• Cogeneración a partir del gas de gasificación con generación de energía eléctrica
y térmica: se lleva a cabo en un motor especial para este gas que forma parte de
un grupo electrógeno, el alternador produce energía eléctrica; a los humos de
escape y el agua de refrigeración de camisas se les extrae la energía térmica
mediante recuperadores de calor.
Reacciones en el proceso: Se pueden emplear varios tipos de agentes gasificantes
como aire, aire más vapor de agua, aire más hidrógeno, etc. La materia se oxida
parcialmente para garantizar la energía necesaria para el proceso.
Etapas del proceso: Secado, pirolisis, combustión y reacciones de gasificación.
Transformaciones en el proceso de producción: En una planta de gasificación se
dan cambios para cada elemento específico, según lo indicado en la Tabla 2
Tabla 2: Transformaciones en procesos de producción.
Elemento
Gasificación
CO
CO
H
H2
N
N2
S
H2S
Fuente: Romero Bustos, J. A., 2011
En el proceso de gasificación los rendimientos son diferentes de acuerdo a las
distintas fases de los residuos:

Fase sólida: 12-15 %

Fase líquida: 8-10 %

Fase gaseosa: 80 %
En la Figura 7 se muestra un modelo de planta de gasificación acoplada a MCI.
Uno de los parámetros fundamentales en un sistema de gasificación es la eficiencia
o rendimiento, que indica la parte de la energía del combustible que se transforma
de manera efectiva en energía eléctrica. La importancia de desarrollar dichos
sistemas, según Treviño (2002) está en:
48
• Reducir costos, por un menor consumo específico de combustible.
• Reducir el impacto medioambiental, puesto que se minimiza la emisión de
contaminantes por kWh producido.
• Preservar recursos de combustibles limitados (gas natural, petróleo, carbón).
Figura 7: Planta de gasificación.
Fuente: Adaptado de Open Media Solutions S. L. (2003).
4.4.4. Sistemas de integración energética en las plantas de gasificación.
Los sistemas de gasificación pueden integrarse a diferentes elementos con el fin
de generar potencia eléctrica. Estos son: Turbina de gas, Turbina de vapor, Ciclo
combinados y los MCI (motores de combustión interna).
Turbina de gas. Es un motor térmico rotativo de flujo continuo que se caracteriza
por presentar una baja relación peso-potencia y una velocidad de giro muy elevada,
también llamada turbina de combustión por utilizar el flujo de gas caliente (producto
de la combustión), el cual se expande realizando un trabajo para convertir la
energía térmica en energía mecánica (Parra, 2010).
49
Este tipo de Turbomáquinas, pertenecen al grupo de máquinas térmicas
generadoras cuya franja de operación va desde pequeñas potencias (30 KW para
las microturbinas) hasta 500 MW para los últimos desarrollos. De esta forma,
compiten tanto con los motores alternativos (ciclos termodinámicos OTTO y
DIESEL) como con la instalaciones de vapor de pequeña y media potencia (Espinal
et al., 2005).
La Figura 8, muestra una turbina de gas, donde a partir de la energía aportada por
un combustible se produce energía mecánica, generándose una importante
cantidad de calor en forma de gases calientes y con un alto porcentaje de oxígeno.
El ciclo térmico que representa esta máquina es el ciclo Brayton, el cual se puede
realizar tanto abierto como cerrado; la gran diferencia entre ambos radica en el
modo en que realiza la aportación de energía al ciclo, de modo que puede
producirse en el interior del mecanismo mediante un proceso de combustión o del
exterior al interior mediante un intercambio.
Figura 8: Turbina de gas
Fuente: Elaboración propia
En Figura 9, se esquematiza las turbinas de ciclo abierto, motor endotérmico en
donde el fluido del motor es el comburente de la combustión, la aproximación de
calor es rápida, ya que proviene de la combustión entre combustibles aportados y
50
el fluido motor que es el aire. Este aire proviene de la atmósfera y en ésta se
descargan los gases de escape de motor que en la parte final del ciclo no se realiza
y se sustituye el fluido motor por aire fresco del exterior (Álvarez y Callejón, 2005).
Figura 9.Turbina de ciclo abierto
Fuente: Adaptado de Álvarez y Callejón (2005).
Las turbinas de ciclo abierto, se encuentran en aplicaciones donde se aprovecha el
calor residual a una elevada temperatura en que no es posible la instalación de una
turbina de vapor, siempre que los factores volumen y peso pierdan importancia.
Este tipo de turbina presenta la posibilidad de realizar un fluido motor de alta
densidad, y no aire, pues al no conllevar los gases de la combustión elimina el
riesgo de deterioro de los álabes de la turbina. Puede utilizar también combustibles
de baja calidad, por ser un motor exotérmico.
En las turbinas de ciclo cerrado, motor exotérmico que se muestra en la Figura 10,
la aproximación de calor es lenta porque interviene la trasferencia de calor. El fluido
de trabajo circula en un circuito cerrado y no hay descargas en la atmósfera. La
energía necesaria para calentar el fluido se obtendrá mediante un fluido auxiliar que
cederá posteriormente el calor al fluido motor mediante un sistema de intercambio.
Figura 10. Turbina de ciclo cerrado
51
Fuente: Adaptado de Álvarez y Callejón (2005).
Los principales elementos de la turbina de gas son: la admisión de aire, el
compresor, la cámara de combustión, la turbina de expansión y el rotor. En la Figura
11 se detallan las principales características de cada uno de estos elementos.
Figura 11.: Elementos de la turbina de gas
Fuente: (Agüera, José 2004).
Turbinas de vapor. Es una máquina térmica que transforma la energía de un flujo
de vapor de agua en energía mecánica. Estas turbinas son máquinas de flujo
52
permanente en las cuales el vapor entra por las toberas y se expansiona hasta
lograr una presión más pequeña, reduciendo su energía interna. Al hacerlo, el
chorro de vapor adquiere gran velocidad y logra que gran parte de la energía
cinética de este chorro sea cedida a los alabes de la turbina y la otra, a los
cangilones de una rueda hidráulica (Parra, 2010). La Figura 12 ilustra la estructura
de funcionamiento de la turbina de vapor, siendo un equipo muy utilizado,
generando más del 70 % de la energía eléctrica mundial. (Serra de Renobales,
1994).
Figura 12: Turbina de vapor
Fuente: (Agüera, José 2004).
En las centrales clásicas la energía de la combustión se transfiere a un circuito
cerrado agua-vapor, en el que la temperatura superior del ciclo corresponde a la
temperatura del vapor sobrecalentado a la entrada de la turbina (530-600ºC), y la
temperatura inferior viene dada por la temperatura ambiente del agua de
refrigeración empleada en el condensador. (Treviño, 2002).
Ciclos combinados. Una Central Térmica de Ciclo Combinado es una planta de
producción de energía eléctrica basada en dos máquinas térmicas, con dos ciclos
térmicos diferentes: turbina de gas y turbina de vapor. El calor no utilizado por uno
de los ciclos (la turbina de gas) se emplea como fuente de calor del otro (el ciclo
53
agua-vapor que alimenta la turbina de vapor). De esta forma los gases calientes de
escape del ciclo de turbina de gas entregan la energía necesaria para el
funcionamiento del ciclo de vapor acoplado. Esta configuración permite un eficiente
empleo de combustible, con rendimientos que superan el 55% (es decir, más del
55% de la energía contenida en el combustible se convierte en energía eléctrica).
La energía obtenida en estas instalaciones puede ser utilizada, además de la
generación eléctrica, para calefacción a distancia y para la obtención de vapor de
proceso (Espinal et al., 2005).
En la Figura 13 se referencia un Ciclo combinado en el cual existe una simbiosis de
turbinas de gas con turbinas de vapor. En este proceso las altas temperaturas de
los gases de escape de la turbina de gas se aprovechan, mediante una Caldera de
Recuperación de calor HRSG (Heat Recovery Steam Generator), para generar el
vapor de agua que se expande en la turbina de vapor
Figura 13. Turbinas en un ciclo combinado
Fuente: Treviño, 2002
En la Figura 14 se ilustra por medio de un diagrama T-S las fases de un ciclo
combinado que rigen el sistema de generación de energía.
54
Figura 14.: Diagrama t-s de ciclo combinado
Fuente: adaptado deTreviño, 2002
Se han tabulado algunas ventajas de los sistemas de generación de energía que
operan en ciclos combinados en comparación con los sistemas de generación
energética clásicos de agua-vapor (Tabla 3).
Tabla 3: Cuadro comparativo ventajas ciclos combinados Vs centrales agua-vapor
Ventajas de los Ciclos
Combinados
Mayor eficiencia energética. (Neta,
%PCI)
Menores emisiones atmosféricas en
especial de CO2
Menor consumo de agua, por ser
menor la necesidad de refrigeración.
Bajo coste de inversión especifico
Menor plazo de construcción
Alto grado de automatización:
(bajo coste fijo de operación)
Mayor aceptación social, bajo
requerimiento de espacio:
Facilidad de ubicación próxima al
consumo.
Ciclos Combinados
Centrales Clásicas de Ciclo
Agua/Vapor
55-57%
35-40%
350 g CO2 /kwh
850 g CO2 /kwh
435 m3 /h(400 MW)
400-600€/kw
2 Años
875 m3 /h (400 MW)
>1000 €/kw
3-4 Años
5€/kw- Año
27 €/kw- Año
100.000 m2 (400 MW)
260.000 m2 (400 MW)
Fuente: Treviño, 2002
Como se ve en el diagrama T-S de ciclo combinado (Figura 14), se realizan dos
ciclos uno donde el fluido de trabajo es aire (Brayton) y el otro donde el fluido de
55
trabajo es agua (Rankine), para ambos ciclos las transformaciones se dan sobre el
domo termodinámico de la sustancia de trabajo del ciclo, pero se debe tener en
cuenta que el aire no es una sustancia pura, por tanto no tiene un domo
característico, sin embargo es posible asumirlo para determinadas condiciones, por
tanto es complejo ilustrar exactamente el domo sobre el que se realizan las
transformaciones sobre el ciclo de gas.
El ciclo Rankine trabaja con una sustancia pura (agua) por tanto si es posible hacer
dicha ilustración.
En la Figura 15 se muestran los diagramas P-v y T-s del agua los cuales conforman
el domo sobre el que se dan las transformaciones para el ciclo agua-vapor.
Figura 15. Diagramas P-v y T-s del agua
Fuente: Elaboración propia, a partir del software ESS.
Tecnología de gasificación integrada a los motores de combustión interna
(MCI).
56
Estas máquinas capaces de trasformar la energía química de los combustibles
líquidos y gaseosos, en energía mecánica o energía eléctrica dependiendo el uso
que se le quiera emplear, son muy utilizados en la sociedad desde siglos atrás.
Estos motores alternativos son totalmente térmicos en los que gases resultados de
la combustión empujan pistón desplazándolo en el interior del cilindro y a su vez
haciendo girar el cigüeñal; el funcionamiento cíclico de estos motores implica la
necesidad de sustituir los gases de la combustión en el interior del cilindro (Fonseca
Gonzalez, 2003). Los motores de combustión interna alternativos (MCIA) son
aquellos que utilizan el gas de gasificación como combustible ya sea en ciclo Diésel
u Otto.
Los gasificadores conectados a MCI, ofrecen la posibilidad de usar los residuos de
biomasa para la producción de energía eléctrica, con un campo de aplicación que
va en pequeña escala en MW. Para las aplicaciones intermedias de la generación
se utiliza gasificadores de lecho fijo, con algún grado de automatización,
alimentados con maderas, carbón vegetal y residuos agrícolas (cascarilla de arroz),
estas
plantas
son útiles
especialmente
en regiones
no
interconectadas
eléctricamente (Fonseca Gonzalez, 2003).
Los MCI inicialmente comenzaron utilizando gas de gasificación o gas gasógeno,
así que inicialmente existieron motores diseñados exclusivamente para estos
gases; pero no habían alcanzado un gran desarrollo cuando salieron los motores
que trabajaban con combustibles líquidos, así que fueron desplazados. En la
actualidad se han mostrado más eficientes ya que pueden utilizar bio-residuos,
generar menos contaminantes. Estos se han popularizados en la producción de
energía mediante la gasificación. Para la generación menor a 5MW son muy
eficientes al tener bajos costos de mantenimientos comparado con otras
tecnologías. Hay diferentes clasificaciones de estos motores los cuales son:

Motores Diesel de gas. Los cuales funcionan de forma similar a los motores
diésel de aceite pesado, pues comprimen aire y en el preciso instante en que debe
57
tener lugar la inflamación (proximidades del punto muerto superior) se inyecta el
combustible gaseoso a alta presión ayudado por la inyección de una pequeña
cantidad de combustible líquido que facilita el encendido y la combustión regulada
del gas ya que el combustible gaseoso no se inflama al contacto con el aire a alta
temperatura y presión como los combustibles líquidos. Esta cantidad de líquido
auxiliar es de 5% del total del combustible requerido a plena carga, medido respecto
al poder calorífico (Figura 16).
Figura 16: Motor Diesel de gas
Fuente: (Fonseca, 2003)

Motores
duales.
También
llamados
motores
mixtos
o
motores
biocombustibles. En estos la mezcla de gas y aire se comprime hasta una presión
propia de motores diésel y el autoencendido se evita utilizando mezclas pobres,
cuya composición está por debajo de los límites de explosión. Por lo tanto la
potencia generada en un motor dual está limitada por la tendencia a la detonación
del combustible gaseoso; que en la mayoría de los casos es mayor a la generada
en un motor Diésel convencional.
58
La diferencia entre un motor Dual y uno Diésel convencional es el sistema de
regulación de la mezcla, en el sistema de regulación de caudal de aire para
funcionamiento a carga parcial, sistema de inyección de combustible auxiliar y el
sistema de gobierno Figura 17.
Figura 17. Motor dual
Fuente: (Fonseca, 2003)

Motores encendidos por chispa y baja compresión. El diseño de los motores
convencionales de encendido por chispa, exigen que la mezcla admitida sea
estequiométrica o muy cerca, con el objeto de que la llama se pueda propagar
rápidamente en toda la mezcla, y por lo tanto con alta tendencia a la detonación,
razón por la cual se limita la relación de compresión a valores muy bajos y así evitar
el autoencendido de la mezcla, que causa serios daños en el motor.
Por las altas temperaturas de combustión alcanzadas en este tipo de motor, se
producen altas emisiones de NOx, que pueden ser reducidas usando un catalizador
59
de tres vías, exigiendo aún más, que la mezcla sea estrictamente estequiométrica,
pues la operación del catalizador exige bajo contenido de oxígeno en los gases de
escape. Estos motores no suelen ser sobrealimentados por tener combustión
estequiométrica.

Motores de gas de encendido por chispa y alta compresión. Evolucionó a
partir del motor de gas dual, pues se buscaba eliminar el uso del combustible
auxiliar, normalmente debido a la baja disponibilidad de ese combustible o por su
elevado costo. Así para el encendido de la mezcla pobre, gas–aire, se reemplaza
la inyección piloto del combustible auxiliar por una chispa eléctrica. Los primeros
intentos mostraron que es necesario un sistema de bujías blindadas, dotadas de
resistencias para impedir la combustión de los electrodos y refrigeradas para evitar
el preencendido (Fonseca, 2003). La Tabla 4 presenta las principales ventajas,
desventajas y rangos de capacidades disponibles de las máquinas térmicas en el
mercado.
La Tabla 5 deja ver las principales características, rendimientos y costos de las
diferentes tecnologías.
La tecnología de gasificación de biomasa se encuentra en algunos casos en etapa
de desarrollo, a baja escala se puede encontrar gasificadores atmosféricos desde
32 KWe hasta 1.4 MWe que están acoplados principalmente a MCI cuya principal
desventaja es la limpieza en el Syngas, además se requiere hacer esfuerzos para
aumentar su eficiencia global que en promedio es del orden de 25%; países como
China, India, Indonesia han tenido éxito en la gasificación a pequeña escala
utilizando cáscaras de arroz (Masera, Aguillón, & Gamino, 2005).
Tabla 4. Ventajas, desventajas y capacidades de las tecnologías de integración energética
Sistema CHP
Ventajas
Desventajas
Capacidad
Disponible
60
Turbina a Gas
Microturbina
Motor de
combustión
interna
alternativo
de encendido
por
Chispa.
Motor de
combustión
interna
alternativo de
encendido por
compresión.
Turbina a
Vapor
Requiere suministro de gas.
Alta presión del gasoducto,
Alta contabilidad
o en su defecto la existencia
Bajas emisiones.
de un compresor en campo.
Energía térmica de alta Pobre rendimiento a baja
calidad disponible.
carga
No requiere
La energía eléctrica de
enfriamiento
salida disminuye con la
elevación de la temperatura
ambiente
Altos costos
Pocas partes móviles
Eficiencia mecánica
Tamaño compacto y
relativamente baja.
peso liviano.
Limitada a aplicaciones de
Bajas emisiones
cogeneración con baja
No requiere enriamiento
temperatura
Altas eficiencias de
Altos costos de
potencia eléctrica con
mantenimiento.
carga parcial.
Restringida a aplicaciones
Arranque rápido
de cogeneración de baja
Bajos costos de
temperatura
inversión relativamente. Altas emisiones
Se puede atizar en
atmosféricas relativamente.
modo isla y tener un
Requiere enfriamiento
seguimiento aceptable
incluso si no se utiliza la
de carga.
energía térmica
No requiere personal
aprovechable.
altamente calificado
Altos niveles de ruido de
para su operación.
baja frecuencia
Opera con gas de baja
presión
Alta eficiencia global
Utiliza cualquier tipo de
combustible.
Arranque lento
Calor aprovechable de
Baja relación potenciacalidad diferente.
eléctrica a calor- neto
Larga vida útil y
aprovechable
confiabilidad,
Puede variar la relación
potencia-calor.
500 KW
a
250 MW
30 KW
a
250 KW
< 5MW
Alta velocidad
(1200 RPM)
 4 MW
Baja
velocidad
(102-514
RPM)
4 - 75 MW
50 KW
a
250 MW
Fuente: Adaptado de EPA, 2008.
Tabla 5. Características, rendimientos y costos de las tecnol ogías de integración energética
Tecnología
Turbina de
vapor
Motor reciprocante
Turbina de
gas
micro turbina
61
0,5-250
0,01-5
0,5-250
0,03-0,25
15-36%
22- 40%
22 - 36%
18-27%
Eficiencia total CHP (HHV) b
50%
70 - 80%
70 - 75%
65 - 75%
Eficiencia eléctrica efectiva
75%
70 - 80%
50 - 70%
50 - 70%
Relación típica potencia calor
0,1-0,3
0,5-1
0,5-2
0,4 – 0,7
Operación a carga parcial
Buena
Buena
Pobre
Buena
Costo instalado del CHP(USD/kW) b
430-1100
1100-2200
0,004-0,011
0,012-0,025
Costo de O & M (USD/kWh)
<0,005
0,009-0,022
0,004-0,011
0,012-0,025
Disponibilidad
Casi 100%
92-97%
90-98%
90-98%
Tiempo entre revisiones (h)
>50.000
25.000-50.000
25.000-50.000
20.000-40.000
Presión del combustible (psi)
n/a
1,0-45
100-500
(compresor)
5080(compresor)
Combustible
Todos
Gas natural, biogás,
propano, combustibles
líquidos, gas pobre
Gas natural,
propano, oI
Gas natural,
biogás,
propano, oI
Ruido
Alto
Alto
Moderado
moderado
Emisiones de NOx (lib/MWh) d
0,2-6
0,8-2,4
En función de
las emisiones
de la caldera
0,5-1,25
Aprovechamiento de la energía
termina residual
Agua caliente,
vapor de
proceso de
baja presión,
redes de
calefacción
Calor directo, agua
caliente, vapor de
proceso de baja y alta
presión, redes de
calefacción.
Vapor de
proceso de
baja y alta
presión, redes
de calefacción.
Calor directo,
agua caliente,
vapor de
proceso de baja
presión.
Generación térmica (Btu/kWh) e
3.200-5.600
1.000-50.000
4.500-6.500
Tamaño (MW) Eficiencia eléctrica
(HHV)a
3.200-6.800
Fuente; Adaptado de (Goldstein et al., 2003; Jaramillo et al., 2003).
Donde:
a. Eficiencia calculada con b ase en el poder calorífico superior del comb ustible (PCS)
b . Eficiencia total CHP (Potencia eléctrica generada + Energía térmica aprovechada) / Energía total del
comb ustible primario para el sistema CHP.
d. Descarga de emisiones sin tratamiento de los gases de escape.
e. La salida térmica se b asa en la energía térmica residual disponible por KWh de electricidad generada.
4.5 Gas de Gasificación _GG
62
Básicamente el GG tiene dos usos como combustible: Para generación de calor y
como energía mecánica o eléctrica.

Generación de calor. La ventaja fundamental de gasificar el combustible
sólido primario (CSP) para ser usado en generación de calor en una caldera u horno
comparada con su combustión directa en el hogar, es que el GG alcanza mayores
temperaturas de combustión y por lo tanto aumenta la eficiencia del equipo y el
contenido exérgico del calor generado. Muy útil para la industria metalúrgica,
cerámica, cemento, cal, pasta de celulosa, etc., pues la operación de
transformación de hornos, calderas, secadores, de funcionamiento directo con CSP
a GG, es relativamente sencilla.
Todos los tipos de gasificadores pueden producir gas para combustión directa, pero
para instalaciones menores de 1 MW, se prefieren usar los de lecho móvil en
contracorriente, por la sencillez, pero para instalaciones de mayor envergadura, se
prefieren los gasificadores de lecho fluidizado.

Generación de energía eléctrica o mecánica. Los gasificadores conectados
a MCIA estacionarios, ofrecen la posibilidad de utilizar la biomasa para producir
energía mecánica o eléctrica, con un campo de aplicación que va desde unos pocos
kW hasta algunos MW. Para aplicaciones de gran dimensión (mayor o igual a 500
kW), se usan gasificadores de lecho fluidizado con un nivel de ingeniería y
automatización
bastante
elevado,
diseñado
y
fabricado
por
empresas
especializadas de mecánica y construcción. Las aplicaciones de dimensión
intermedia (30-500 kW) usan normalmente gasificadores de lecho móvil con grado
de automatización, alimentados con madera, carbón vegetal y algunos tipos de
residuos agrícolas.
El uso de GG como combustible genera riesgos tóxicos, de incendio, de explosión
y ambientales (Tabla 6)
Tabla 6.. Riesgos del uso del gas de gasificación
63
RIESGOS DEL USO DEL GG
TÓXICOS
DE INCENDIO
DE EXPLOSIÓN
AMBIENTALES
Contiene monóxido de
Carbono
(gas
extremadamente
toxico), y
también
peligroso, pues tiende
a combinarse con la
hemoglobina de la
sangre, lo que evita la
absorción
y
distribución
del
oxígeno.
Se originan cuando
hay
una
elevada
temperatura en el
exterior
del
gasificador o cuando
forma llama en la
entrada de aire del
gasificador o en la
tapa de recarga del
CSP.
Existe si el GG se
mezcla
con
aire
formando una mezcla
explosiva
Producción de cenizas
en el gasificador y en
la
sección
de
depuración, también
se producen líquidos
generalmente
agua,
contaminada
con
alquitrán y resinas
fenólicas.
Fuente: Elaboración propia.
4.6. El arroz (cascarilla) como alternativa potencial de biomasa
Se debe dejar claro que este producto agrícola es el tercer producto después del
café y el maíz en producción (Sierra, 2009).y a pesar de que ciertos estudios
aseveran que las condiciones de su producción no son las mejores; Colombia en
su biodiversidad, presenta un buen registro, con indicadores de mejoramiento en
competencia frente a otros países con respecto a costos de producción y
rendimientos (Gobernación de Córdoba, 2012).
En el proceso de trillado, el principal producto es por supuesto el arroz blanco para
el consumo, y aparte de ello se encuentran algunos subproductos que tienen
utilidad de forma mínima, pero que representan alguna rentabilidad con su
comercialización.
Luego, se encuentran los subproductos de “desecho” que son eliminados del
proceso, pues no presentan actualmente ningún valor comercial (Cerdá, 2012). Lo
anterior es el punto de partida para trabajos como este, en el que se pretende hacer
uso de desechos que según descubrimientos y estudios pertinentes; han mostrado
propiedades significativas.
64
La cascarilla de arroz como biomasa presenta autosuficiencia térmica para ser
aprovechada como combustible mediante la tecnología de gasificación. Ese
procedimiento es explicado de forma resumida a continuación:
Se hace reaccionar la cascarilla a temperaturas superiores a los 700 0C, oxidándose
parcialmente en ausencia de oxígeno produciendo la combustión completa,
obteniéndose el “gas de síntesis” (monóxido de carbono e hidrógeno), este gas
pasa por dos etapas: la gasificación y el tratamiento de los gases, pero debe
controlarse la temperatura de operación por debajo de 800 0C con el fin de recuperar
algunos materiales, utilizando intercambiadores de calor. Al término de las etapas,
el gas de síntesis presenta un porcentaje entre el 55% y el 70 % de CO y H2,
suficiente para ser utilizado como materia prima de algunos procesos (Gobernación
de Córdoba, 2012).
4.7. Termoeconomía
La termoeconomía término propuesto por Tribus y Evans en 1962, nace
formalmente como disciplina en la segunda mitad de la década de los 50 y primera
mitad de los 60 con los trabajos de los autores antes mencionados y en ella se
pueden
considerar
varias
aproximaciones.
La
teoría
termoeconómica
o
exergoeconómica como es conocida globalmente utiliza varios tipos de análisis,
según el contexto aplicativo. Todos estos basados en el segundo principio de la
termodinámica, para el cual todos los procesos reales consumen una determinada
cantidad de recursos que se pueden identificar y cuantificar, bajo el concepto de
costo.
El análisis termoeconómico es utilizado
para determinar la factibilidad de la
obtención de energía a través de cualquier sistema tecnológico de generación
energética, ya que permite calcular el costo exergético de la producción de la
unidad de energía o potencia, integrando la economía de costos a todos y cada uno
de los elementos y procesos que componen el sistema. Por medio del segundo
principio de la termodinámica, es posible cuantificar la cantidad de energía útil que
se aprovecha realmente en la generación de trabajo, restringiendo el sentido natural
65
de la transformación energética y así la cantidad de energía aprovechable (Serra
de Renobales, 1994).
La Termoeconomía, nace formalmente como nueva disciplina en la segunda mitad
de la década de los 50 y primera mitad de los 60 en diversos trabajos, en los que
se pueden considerar varias perspectivas o aproximaciones:
ECONÓMICA. En este grupo se encuentran los trabajos que se han realizado para
incluir en las teorías económicas las limitaciones que impone la naturaleza al
desarrollo económico. Algunos artículos presentan ejemplos y recogen una revisión
de los trabajos desarrollados en este campo.
INGENIERIL. Es la aproximación más desarrollada, que ha dado lugar a gran
cantidad de trabajos en estos últimos años. Se centra en la búsqueda de
metodologías para la síntesis, optimización y análisis termoeconómico de equipos
e instalaciones industriales tomando como base los costos de los flujos internos y
de los productos finales de la planta, calculados a partir de criterios puramente
físicos. El punto común de partida de todas las teorías y métodos desarrollados es
el Segundo Principio de Termodinámica. En virtud de este principio todos los
procesos reales consumen una determinada cantidad de recursos que se puede
localizar y cuantificar, introduciendo así el concepto de costo (Serra de Renobales,
1994).
Para el caso de este trabajo se hace un análisis termoeconómico funcional (ATF),
el cual se basa en hacer una optimización de los costos de flujos internos y de los
productos que se tienen, para así determinar la viabilidad en el estado óptimo de la
planta, para ello se analiza el sistema dividiéndolo en pequeños subsistemas que
no necesariamente deben coincidir con los elementos reales que conforman la
planta y se optimizan dichos subsistemas obteniendo así la optimización total del
sistema que se plantea como la suma algebraica de todos los subsistemas que lo
conforman, en este caso la técnica utilizada para la optimización fue el análisis de
sensibilidad pero acotando las variables entre rangos de valores lógicos según su
naturaleza.
66
La economía se enmarca en el ámbito de las ciencias sociales y está relacionada
con el uso y distribución de los recursos naturales, puesto que de éstos dependen
los sistemas productivos y el desarrollo tecnológico de la humanidad. La actividad
económica se puede considerar, simplificadamente, como un sistema que se
desarrolla consumiendo recursos e intercambiando bienes y servicios, y para ello
precisa de complejas redes de flujos de materia y energía.
Por otra parte, la termodinámica, que es la parte de la física que estudia los
procesos de transformación de la energía, tiene implicaciones en la economía e
introduce, a través de su Segundo Principio un concepto de coste con sentido físico.
Es decir, permite cuantificar la cantidad de recursos naturales consumidos en un
proceso determinado y, por tanto, saber cuántos recursos cuesta obtener sus
productos. Ante esto es claro que existe una relación entre las ciencias naturales y
la economía. Pues bien, la Termoeconomía es una nueva disciplina cuyo objetivo
es estudiar la conexión que existe entre ambas y obtener así, modelos que recojan
la limitación que supone no disponer de una cantidad ilimitada de recursos
naturales y su consumo, debido a la degradación de la calidad de la energía, en los
procesos productivos.
Desde el contexto del (ATF) se debe optimizar el sistema térmico para poder luego
evaluar con la ayuda de una teoría económica definida previamente los costos
energéticos del sistema de generación planteado, donde se nota la necesidad de
un sistema de referencia para poder determinar qué tan óptimo son los procesos
del sistema, pero la termodinámica aporta una cota superior para la optimización
de un proceso el cual es la reversibilidad, es decir, que el proceso termodinámico
más óptimo que se puede obtener es aquel en el que los cambios de estados
sucesivos se realicen de manera reversible.
Por tanto se sabe que un sistema está optimizado cuando cada uno de sus
procesos se acerque lo máximo posible a un proceso reversible, dando origen así
al significado de entropía, el cual guarda relación con la exergía que es la propiedad
67
específica, útil en el análisis exergoeconómico .Para esto se debe tener en cuenta
que en un proceso real siempre se produce entropía, y la producción de esta implica
una reducción del trabajo útil que se pude extraer del sistema, en cuanto mayor es
la producción de entropía, menor es el aprovechamiento de su exergía.
Entonces la energía aprovechable seria la fracción de energía útil que se extrae de
un proceso reversible esto es lo que se le conoce como exergía, la cual puede
definirse como una medida de la calidad de la energía que interviene en un proceso
termodinámico; teniendo en cuenta que a la hora de calcular la exergía es necesario
especificar cuál es el entorno en el que trabaja el sistema térmico, debido a la falta
de un equilibrio termodinámico en la naturaleza, no se puede especificar
completamente cuál es el estado de referencia (debido a que, como ya se ha dicho,
las condiciones del medio son cambiantes).
Normalmente, es suficiente con definir el estado de equilibrio mediante la
temperatura; es decir la exergía no es más que la fracción máxima de energía que
es útil o aprovechable, la propiedad contraria a la exergía se conoce como anergia,
por tanto es evidente que al sumar la exergía y la anergia de un mismo proceso se
obtiene la energía total de dicho proceso.
Por otro lado el trabajo útil máximo tendría lugar cuando no aumentase la entropía
del universo, es decir, cuando el proceso fuese globalmente
reversible
(irreversibilidad nula), por lo tanto la exergia se calcula asumiendo que todos los
procesos son reversibles pero si tenemos en cuenta que los procesos reales son
irreversibles va existir una parte de energia util que no se va a poder aprovechar
esto es lo que se define como exergia destruida y se calcula haciendo la diferencia
entre el trabajo real obtenido y la exergia del proceso.
Contabilidad y aplicación termoeconómica: Un sistema energético está compuesto
por una red de procesos donde interactúan flujos de masa y energía. Las
alternativas de diseño son comparables desde el punto de vista energético y no
68
siempre conducen a seleccionar la alternativa más óptima en términos económicos,
requiriendo de un balance entre la eficiencia energética y el costo económico.
La contabilidad termoeconómica utiliza el concepto de exergía con fin de calcular
el costo teniendo en cuenta la cantidad de energía disponible y su calidad, esto no
está presente en las mediciones de eficiencia e irreversibilidad. Siendo la variable
más distinguida el costo exergético, que informa sobre la cantidad de exergia que
se requiere para producir un flujo.
Debido a que la termoeconomia permite cuantificar exergía y costos es mucho más
fácil realizar una optimización, ya que si no se mide, no es posible controlar. En
sistemas térmicos el costo no es fácil de obtener debido a la complejidad de los
proceso y es allí donde la teoría termoeconómica aclara el panorama. Esta teoría
permite asignar un valor monetario a cada uno de los flujos del sistema térmico,
incluyendo los productos finales. Para expresarlo de manera simple el costo
termoeconómico de un flujo es su valor monetario por unidad de tiempo. Este valor
se obtiene teniendo en cuenta el valor de insumos utilizados, costos de operación,
administración, mantenimiento; incluyendo una recuperación de la inversión que
corresponde al costo del capital empleado sobre la vida útil del sistema.
Por ejemplo: En un proceso entra 6kJ y salen 4kJ de energía. Estos 6kJ de entrada
costaron 4COP. El costo de producción seria 4COP, sobre el cambio de energía, el
cual es 2kJ. Lo que equivale a 4COP/2kJ, indicando que el proceso gastaría
2COP/kJ de energía de entrada.
Lo anterior no se puede definir como real ya que el valor de entrada pudo haber
sido 5.5kJ pero no energía sino exergía y saldrían 4kJ. Obviamente el valor de costo
sería el mismo de 4COP. Se tendría una variación de exergía de 1.5KJ. Lo que
indica que el costo exergético fue realmente de 4COP/1.5kJ. Esto indica que el
gasto exergético fue de 2.66 COP/kJ.
69
En el primer balance se mide energía y en el segundo exergía. Cuando se cuantificó
la energía dio como resultado 2COP/KJ pero no se tiene certeza de una posible
mejora. Al cuantificar exergía se obtuvo un indicador de 2.66 COP/KJ. Lo que quiere
decir que si el balance exergético es mayor que el energético, siempre hay
posibilidad de una mejora ya que el limite real siempre está dado por la salida
exergética, siendo la energía de salida regida por el costo exergético.
Este análisis es posible debido a que se evaluó segunda ley y no primera, siendo
ésta la que da como resultado los costos verdaderos, permitiendo identificar en que
puntos del proceso se puede optimizar, ya que esta teoría permite cuantificar
exergía entre cada proceso, realizando un balance de exergía: la de salida, menos
la de entrada; dando como resultado una variación de ésta, siendo el restante
exergía destruida.
La esencia de este análisis es tratar de destruir la menor cantidad de exergía
posible y al tener menos exergía destruida se obtiene un mayor valor en el
denominador y el costo bajaría. Para este ejemplo inicialmente se tenían 2kJ de
energía en el denominador mientras que de exergia 1.5kJ, es decir, se destruyó 0.5
kJ de exergía.
La disponibilidad inicial para producir trabajo, se descarta por la misma
irreversibilidad del proceso, siendo este de cualquier tipo: combustión, transferencia
de calor, por la química de la composición o fricción. La optimización para
cualquiera de estos procesos, es destruir la menor cantidad de exergía posible.
Buscando siempre una mejora del valor destruido cambiando alguna de sus
variables, como temperatura, presión, flujo, etc. A esto se le llama análisis de
sensibilidad variables y permite identificar los elementos o equipos que necesiten
una optimización local, dependiendo donde haya más exergía destruida, teniendo
en cuenta que todos los elementos que conforman el proceso se tienen
contabilizados en el modelo simulado.
70
Para darle mayor veracidad científica a dicho análisis se puede incluir los costos en
equipos y proceso, para ello es muy útil utilizar la teoría de economía de escala,
que con costos y capacidades de los equipos permite extrapolar los costos a
cualquier tamaño de planta, este es un aporte de las teorías económicas al estudio
de la termo economía.
En este contexto la termoeconómica es una herramienta para el diseño y
optimización de sistemas, para la evaluación costo beneficio de mantenimiento,
para cálculo y asignación de costos en sistemas energéticos. Para diagnóstico se
puede utilizar con el fin de determinar anomalías, ubicación y posibles causas;
requiriendo un sistema de monitoreo y análisis mediante software.
El Estado de dicho sistema consiste en valores que toman las variables mostrando
como esta. En este diagnóstico se compara el estado real con uno de referencia,
que corresponde al comportamiento ideal del sistema para las mismas condiciones
ambientales o de frontera para el sistema real respecto a la temperatura, presión,
humedad, e iguales cargas eléctricas y térmicas, calidad de combustible, etc.
Aplicando la teoría descrita del ATF se describen los siguientes pasos utilizados en
el desarrollo del trabajo:
 Se dividió sistema de integración energética en dos subsistemas.
 Los subsistemas generados son: El sistema de gasificación y el sistema de
generación de potencia (MCI) previamente seleccionados.
 Establecer el modelo de los subsistemas incluyendo las condiciones
necesarias para la operación.
 Evaluación termodinámica en primera y segunda ley de los subsistemas por
medio del software HYSYS
71
 Para la optimización del sistema se utilizó el análisis de sensibilidad el cual
enfrenta las variables de salida con las de entrada.
 Aplicar el análisis económico al sistema de integración energética
determinando costos exergeticos y de operación por medio de la teoría
económica de escala.
5. METODOLOGÍA
La metodología es regida por cada uno de los objetivos planteados, realizando una
aplicación de los sistemas de integración energética a baja escala, para generación
de energía a partir de un biocombustible de segunda generación con el recurso
residual agrícola (Cascarilla de arroz) proveniente de la cadena productiva en la
región,
realizando
una
evaluación
Termo-
económica
con
todas
las
consideraciones técnicas que inciden en dicho proceso.
La información veraz, de producción de cascarilla de arroz en el departamento
suele ser efímera en algunas bases de datos nacionales debido a la falta de
actualización. La gobernación de Córdoba a través de la división de desarrollo
proporcionó datos específicos de toneladas por hectárea cosechada para: granos,
hortalizas, frutas y tubérculos, además de hectáreas cultivadas, y los rendimientos
del terreno. Luego se realiza una clasificación, centrándose en el cultivo de arroz
según los mecanismos de siembra, obteniendo datos generales a nivel
departamental y municipal para un periodo anual.
Mediante ecuaciones matemáticas basadas en el porcentaje de desecho y grano,
se estableció la cantidad de cascarilla disponible para producción energética con el
fin de tener criterios de base para el cálculo de flujo de masa que entra al
gasificador.
72
Las biomasas residuales agrícolas lignocelulosas poseen características definidas
en cuanto a sus propiedades termoquímicas. Por esta razón fue necesario realizar
una búsqueda bibliográfica exhaustiva con el fin de determinar la veracidad de tales
propiedades como (densidad, poder calorífico inferior, composición de elementos
químicos) etc. Esto permitió establecer parámetros de potencial energético y
posteriormente elegir el sistema de integración energética para generación de
potencia adecuado, de acuerdo a las diferentes tecnologías consultadas.
La tecnología que se eligió; pretende utilizar el gas de gasificación en un motor de
combustión interna para generación de energía eléctrica, para luego plantear los
modelos termodinámicos a implementar, definiendo las entradas y salidas así como
el esquema de los diferentes equipos que necesita dicha tecnología y las variables
más relevantes para cada proceso en sus respectivos intervalos.
La modelación y simulación del proceso de gasificación de cascarilla de arroz
integrada a MCI fue construido en HYSYS® V.7.2, un software desarrollado por
AspenTech; bajo la licencia académica adquirida por Facultad de Ingeniería
Mecánica de la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) seccional Montería. Es un
simulador de procesos ampliamente utilizado, orientado a la industria química y
petroquímica el cual modela y simula cualquier tipo de proceso donde intervengan
flujos continuos de materia y energía de una unidad de proceso a otra. También
permite la optimización de procesos, mediante análisis de sensibilidad, realiza
análisis de costos, entre otras operaciones, Permitiendo definir variables y
parámetros, realizando variaciones, identificando cambios en el proceso para
posteriormente realizar el análisis de los costos de producción. La simulación se
realiza bajo algunas consideraciones técnicas definidas posteriormente.
Con el fin de obtener
un análisis de costos de la tecnología mediante una
evaluación exergo económico se determinaron los costos de producción en el
funcionamiento del modelo, realizando modificaciones, dando como resultado la
obtención del máximo rendimiento a menor costo.
73
En cumplimiento a lo propuesto y facilitar su realización, se ha definido para cada
uno de los objetivos específicos el procedimiento metodológico que incluye un
resumen de actividades y resultados para su cumplimiento. En la Tabla 7 se resume
el proceso metodológico
74
Tabla 7. Proceso metodológico
Objetivo General: Analizar termoeconómicamente un sistema de gasificación con cascarilla de arroz, acoplado a un MCI para generación de
potencia a baja escala en el departamento de Córdoba
OBJETIVOS ESPECIFICOS METODOLOGÍA
ACTIVIDADES
RESULTADOS
1. Obtener el potencial en
generación de cascarilla de
arroz y su pronóstico para
disponibilidad futura en el
departamento de Córdoba
Consulta bibliográfica de datos específicos
de toneladas por hectárea de los diferentes
tipos de vegetales cultivados en el Cantidad de arroz producido en el
departamento de Córdoba en
Mediante consulta de fuentes departamento.
primarias y secundarias, se Clasificación e identificación de los datos toneladas anuales.
obtiene las producciones anuales obtenidos específicamente para el cultivo de
de arroz en el departamento de arroz
Córdoba.
A
través de la aplicación de un Determinación de las toneladas anuales de
Cantidad de cascarilla de arroz
modelo matemático se establece producción de arroz en los últimos años.
generada en el departamento de
un posible suministro de cascarilla
en el tiempo.
Selección y aplicación de un modelo Córdoba, indispensable para el
matemático para establecer la cantidad cálculo de Flujo de masa que
futura de cascarilla de arroz disponible en entra al gasificador.
generación de potencia.
2. Identificar características
termoquímicas y tecnologías
de generación de potencia,a
partir de gasificación de la
cascarilla de arroz con el fin
de seleccionar la tecnología
más adecuada.
Se identifican las características
termoquímicas
que
son
inherentes
al proceso
de
aprovechamiento de la energía y
las tecnologías aplicables para la
generación de potencia, luego se
hace un análisis comparativo de
las mismas, teniendo en cuentala
disponibilidad de cascarilla de
arroz, potencial energético de la
materia prima y costos de
aplicación de la tecnología, para
así determinar por último la
tecnología a simular, teniendo en
cuenta que la selección de esta
tecnología implica dos fases
primero la escogencia del tipo de
gasificador a utilizar y segundo la
selección del sistema de
generación de potencia.
Consulta bibliográfica de análisis próximode
la cascarilla de arroz.
Consulta bibliográfica de caracterización
termoquímica de la cascarilla de arroz.
Identificación de las tecnologías de
gasificación y generación de potencia
aplicables
a
las
condiciones
de
disponibilidad
y
características
termoquímicas de la cascarilla.
Análisis próximo de la cascarilla
obtenido de la bibliografía.
Características termoquímicas de
la
cascarilla
de
arroz
.
Selección de la tecnología de
Análisis de las tecnologías aplicables a la gasificación y generación de
gasificación de cascarilla de arroz
potencia.
Selección de la tecnología de gasificación y
generación de potencia más adecuada para
el sistema de aprovechamiento energético.
75
OBJETIVOS
ESPECIFICOS
3. Modelar y simular un
sistema de gasificación de
biomasa a partir de la
cascarilla de arroz, para la
generación de potencia en
el
departamento
de
Córdoba
METODOLOGÍA
Se establece un modelo para
el sistema de integración
energética.
Utilizando
la
simulación computacional se
realizan los balances por
primera y segunda ley de la
termodinámica determinando
energía de salida por primera
ley y por segunda ley la
exergia destruida en cada
elemento
ACTIVIDADES
RESULTADOS
Consulta bibliográfica en fuentes
primarias
y
secundarias
para
determinar el modelo el sistema de
integración energética.
Modelo
termodinámico
del
sistema
de
integración.
Eficiencia
energética
y
exergética, pérdidas, potencia
generada y exergia destruida en
cada elemento.
.
Las condiciones dentro del ciclo
que
afectan
el
Emplear el software ASPEN HYSYS (variables
el
para evaluar rendimiento, eficiencias proceso) que optimizan
energéticas y exergéticas.
sistema de generación
de
potencia.
Seleccionar el modelo de ecuaciones
de estado a utilizar.
Ingresar
las
características
termoquímicas de la cascarilla de arroz
en el software
Mediante un análisis de sensibilidad se
determinaron las condiciones óptimas
del sistema para establecer eficiencia
máxima y potencia máxima extraída
4. Realizar un análisis de
costo de la tecnología MCI
con el fin de establecer
parámetros
económicos
para
una
posible
implementación
en
el
departamento de Córdoba.
Determinar
los
costos
exergetico en cada línea de
flujo y con la ayuda de la
teoría económica de escala
se determina el precio de los
elementos que conforman es
sistema
de
generación
energética
Costo
de
materia
prima.
Establecer los costos de materia prima Costo exegético en cada línea de
de las fuentes primarias. Calcular los flujo.
.
costos exergetico de cada línea de flujo. Costos de equipos a través de la
de
escala.
Aplicar la economía de
escala economía
Costos
totales
de
inversión,
determinando los costos de los equipos que
y
mantenimiento.
conforman el sistema de integración operación
energética con la capacidad requerida
Efecto sobre los costos de las
que
afectan
una
Ponderar los costos totales de inversión, variables
operación y mantenimiento.
posible operación de la planta
Fuente: Elaboracion propia
76
6. RESULTADOS
El departamento de Córdoba, situado al noroeste de la república de Colombia,
cuenta con una extensión de 23.980 kilómetros cuadrados, caracterizado por la
fertilidad de sus tierras y la abundancia del recurso hídrico, pues está conformado
por los valles del Sinú y San Jorge con aproximadamente 1’207.000 y 965.000
hectáreas de extensión respectivamente, recogiendo también varias ciénagas a su
paso como la Ayapel, entre otras (Ministerio de Agricultura, 2012). Esto, tiene
relevancia pues deja claro que los terrenos son aptos para una gran variedad de
cultivos, entre los que se encuentra el arroz, por el cual tiene una importante
participación en los cultivos del país, como se puede observar en la Figura 18.
Figura 18: Distribución de la producción de arroz por departamentos en Colombia para el año 2011.
30%
20%
10%
0%
Fuente: (Ministerio de Agricultura y Desarrollo rural, 2011)
Los pobladores del departamento de Córdoba, tienen en el arroz la más importante
fuente de ingresos, por ser uno de los más representativos en su economía.
Históricamente, se ha visto un crecimiento constante en la producción a nivel
nacional, pues para el año 2003; Córdoba era el noveno en producción a nivel
nacional con una cantidad aproximada de 80000 toneladas (El Espectador, 2011),
escalando cada vez más con sus aumentos productivos.
77
6.1. Determinación de volúmenes de producción de cascarilla de arroz.
La planta de arroz, tiene 2 períodos de cosechas (semestrales), y presenta dos
grandes categorías de cultivo; empleando máquinas para realizar una o varias
labores del proceso productivo (mecanizado), y empleando sólo mano de obra en
todas las actividades del proceso productivo (manual) (Sipper y Bulfin, 1998).
El sector moderno está constituido por el arroz mecanizado, integrado en su
mayoría por agricultores profesionales de tipo comercial. Este tipo de arroz se
divide en:
- Arroz riego: En el cual, el agua que requiere el cultivo es provista por el hombre
en cualquier momento, y puede hacerse por bombeo o gravedad, o por inundación
o fangueo.
- Arroz secano: Este se refiere a aquel donde el agua únicamente proviene de las
lluvias, y normalmente dispone de canales de drenaje (Quiceno y Mosquera, 2010).
Es claro entonces, que las cosechas de este cultivo como ya se mencionó; son
semestrales, con mayor producción durante el primer semestre del año, dando
como resultado de dicha cosecha el arroz paddy o con cáscara, el cual está
dispuesto en un proceso específico una vez llega a la unidad procesadora. Esto es:
El arroz paddy llega al molino regularmente con un porcentaje de humedad que
oscila entre 18% y 25% y con cierto contenido de impurezas, así que es sometido
a prelimpieza y reducción de porcentaje de humedad hasta un 13%, con el fin de
prepararlo para la trilla. Figura 19.
Figura 19.: Proceso productivo del arroz.
78
Fuente: (Mesa & Romero, 2009)
El proceso de trilla consiste en retirar la cáscara al paddy, y se obtienen dos
subproductos: el arroz integral (o brown) y la cascarilla de arroz, considerada esta
última como desecho (Figura, 20). Actualmente, ha cobrado relevancia el tema del
problema ambiental que está generando la quema abierta de cascarilla, que al
componerse en mayor parte de silicio posee un punto de fusión cercano a los
1450°C generando un alto contenido de emisiones nocivas al medio ambiente
debido a los largos periodos de tiempo expuestos en la combustión incompleta de
esta. Las cenizas suelen usarse como abono (Sipper y Bulfin, 1998).
Figura 20.. Cascarilla de arroz acumulada y prensada en arrocera de garzones - córdoba.
Fuente: Autor.
En primera instancia, para la determinación de la viabilidad económica del uso de
cascarilla de arroz como combustible para fines energéticos; se debe establecer si
es posible un suministro de esta en el tiempo, y para esto, se identifica la producción
79
de arroz focalizada en el departamento de Córdoba y luego se selecciona un
modelo o método matemático para pronosticar como variará ésta en el futuro.
En Córdoba, la producción de arroz se ha mantenido en un cierto rango de variación
en los últimos años. La Tabla 8, proporciona datos desde el año 2002 hasta 2010,
suministrados por la Secretaría de Desarrollo Económico del departamento:
Tabla 8: Producción de arroz del departamento de Córdoba en toneladas
AÑO
2002
PRODUCCIÓN (t)
69879,00
2003
80763,00
2004
80947,00
2005
76556,00
2006
68569,00
2007
57249,00
2008
80026,00
2009
93932,00
2010
50359,00
Fuente: (Secretaría de Desarrollo Económico del Departamento de Córdoba, 2012)
Gracias a la anterior tabla, y mediante análisis de datos en el software Microsoft
Excel 2010, se obtuvo que la producción del cereal, presenta una variación
alrededor de un nivel que cambia con poca frecuencia a través del tiempo,
manteniéndose constante globalmente, mas no entre cada valor.
En la Figura 21 es posible apreciar que la línea de tendencia se sostiene, con el
paso de los años, permitiendo aplicar el método de suavización exponencial simple,
debido a que existen valores de producción aleatorios donde se pretende eliminar
el impacto de los elementos irregulares históricos, asignando pesos a los datos
pasados, tal que los pesos disminuyen al hacerse los datos más antiguos,
realizando un proceso cambiante, es decir que los datos recientes son más validos
que los datos antiguos. Es posible identificar una reducción considerable en el año
2010, pues hubo una disminución de la cosecha por condiciones atmosféricas
80
desfavorables, llamado en su momento el fenómeno de la niña, lo cual afectó cerca
de 200.000 hectáreas de cultivos en todo el país. Sin embargo, todos estos
resultados fueron tenidos en cuenta y forman parte del modelo de cálculo.
El método de suavización exponencial simple busca predecir un pronóstico de
producción y es óptimo para patrones de demanda aleatorios donde se pretende
eliminar el impacto de los elementos irregulares históricos mediante un enfoque en
períodos recientes, dando una ventaja sobre el modelo de promedio móvil
ponderado ya que no requiere de una gran cantidad de períodos y de
ponderaciones para lograr óptimos resultados. (Alvarado y Obagi 2008 ).
Figura 21: Tendencia de datos de producción de arroz en Córdoba .
Producción [Toneladas]
104000
PRODUCCIÓN (t)
94000
PRODUCCIÓN (t)
84000
74000
Lineal
(PRODUCCIÓN (t))
64000
54000
44000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Años
Fuente: Elaboración Propia.
La base teórica de este modelo es la siguiente:
Suponiendo que se quiere calcular un promedio móvil de periodo N pero no se
conoce dT-N+1, que se necesita en la fórmula de actualización. La única opción es
81
estimarla; parece razonable usar el promedio móvil M T-1 como estimación de dT-N+1,
la ecuación de actualización se convierte en la ecuación 1:
𝑀𝑇 = 𝑀𝑇−1 +
(𝑑 𝑇 − 𝑀𝑇−1 )
𝑁
Ec (1)
Después de reunir términos semejantes se tiene la ecuación 2:
𝑀𝑇 =
1
1
𝑑 𝑇 + (1 − ) 𝑀𝑇−1
𝑁
𝑁
Ec (2)
Dónde,
MT es la estimación actual de una serie de datos,
MT-1 es la estimación anterior de una serie de datos,
N es el número de períodos.
dT es el valor del dato actual.
Se calcula el pronóstico a partir de un pronóstico anterior y el nuevo dato, se realiza
un promedio, el cual, hablando estrictamente ya no sería un promedio móvil sino
que podría verse como un promedio ponderado de los datos actuales y la
estimación anterior de la media del proceso. Los pesos no tienen que ser 1/N y (11/N); para establecer el modelo general se usará α, 0≤α≤1, y (1-α) como los pesos
o ponderaciones y el estimador se denotará ST. La ecuación 3 es entonces:
𝑆 𝑇 =∝ 𝑑 𝑇 + (1−∝)𝑆 𝑇−1
Ec (3)
Igual que en otros modelos constantes, el pronóstico para el período T+k es la
ecuación 4:
𝐹𝑇+𝑘 = 𝑆 𝑇
Ec (4)
Dónde,
ST es la estimación actual de lo que se quiere pronosticar,
α es un factor de suavizamiento,
dT es el valor actual de lo que se quiere pronosticar,
ST-1 es la estimación anterior de lo que se quiere pronosticar
FT+k es el pronóstico en el período T+k.
De la ecuación se ve que α es el peso dado a la observación más reciente, de
manera que un peso grande hará que el pronóstico sea más sensible al dato más
82
reciente. Un valor más pequeño dará más peso a un valor “promedio”. Para efectuar
suavizamiento exponencial en el tiempo T, se necesita un valor para ST-1.
Aunque existen muchas maneras de estimarlo, la más sencilla es promediar varios
datos pasados (Hamelinck & Faaij, 2001).
Luego, se aplicó un suavizamiento exponencial simple para pronosticar la
producción de arroz paddy en los siguientes años. En el software Excel, se
ingresaron 4 columnas, que se llenaron la primera con la estimación de la demanda
(ingresando la ec. 3), la segunda contiene el pronóstico el cual era igual al valor de
la estimación anterior (ec. 4), y en las 2 últimas se halla el error e=FT+k – dT) y el
error cuadrado (E=e2). Todo lo anterior, se puede evidenciar en la Tabla 9.
Tabla 9: Estimación, pronóstico, error y error cuadrado de la producción de arroz en Córdoba hasta el año
2010 con α=0.
AÑO
dT (t)
ST (t)
FT+k (t)
e
E
2002
69879,00
69879,00
2003
80763,00
69879,00
69879,00
-10884,00
118461456
2004
80947,00
69879,00
69879,00
-11068,00
122500624
2005
76556,00
69879,00
69879,00
-6677,00
44582329
2006
68569,00
69879,00
69879,00
1310,00
1716100
2007
57249,00
69879,00
69879,00
12630,00
159516900
2008
80026,00
69879,00
69879,00
-0147,00
102961609
2009
93932,00
69879,00
69879,00
-4053,00
578546809
2010
50359,00
69879,00
69879,00
19520,00
381030400
Fuente: Elaboración propia.
En una celda aparte se encuentra alpha (α), que ya está sujeto a la fórmula de
∑𝐸
estimación, y se determina además el error cuadrado promedio (𝐸̅ = 𝑁−1 ).
El objetivo fue calcular un valor de alpha (α), tal que el error cuadrado promedio
̅)sea lo mínimo posible. Para realizar esto se hace uso de un complemento de
(E
Microsoft Excel denominado Solver. Esta herramienta, permite controlar el valor de
una celda objetivo (minimizarla, maximizarla o asignarle un valor específico), tal que
se cumplan las restricciones de otra celda o de un valor dado. Lo que se hace en
este caso, es minimizar el error cuadrado promedio, y las restricciones del caso son
que α≥0 y α≤1.Este complemento usa programación lineal, y luego de realizar
83
̅ sea mínimo, es de cero (0).
iteraciones arroja que el valor óptimo de α, tal que E
Por tanto, y de acuerdo a la ec. (4) se considera que el pronóstico de producción
de arroz paddy para cualquier tiempo T+k será igual al valor de 69.879 toneladas/
año.
En la figura 22, se observa, la estimación de dicha producción en los próximos años.
Se debe tener en cuenta que esta estimación no atiende la influencia de variables
externas; como son las condiciones meteorológicas anuales, plagas, entre otras,
para el caso de cultivos.
Figura 22 Pronóstico de producción de arroz hasta el año 2020.
Pronóstico
Pronóstico [Toneladas]
100000
90000
d_T
80000
70000
F_T+k
60000
50000
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
40000
Años
Fuente: Elaboración propia.
Conociendo el valor futuro para la producción de arroz paddy, lo que se busca en
el siguiente paso, es determinar los volúmenes de cascarilla que se genera en el
procesamiento de esa cantidad del grano (ecuación 5). En el 2009, se estimó que
por cada 1000 kg que entran al proceso productivo, 210 Kg de estos serán residuos
de cascarilla (21 %) (Mesa & Romero, 2009). De acuerdo a esto, es posible definir
en la ecuación 6 la cantidad de cascarilla que resulta de 69.879 ton/año de arroz
paddy:
𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑠𝑐𝑎𝑟𝑖𝑙𝑙𝑎 (
𝑡𝑜𝑛
𝑡𝑜𝑛
) = 69879
𝑝𝑎𝑑𝑑𝑦 ∗ 0,21
𝑎ñ𝑜
𝑎ñ𝑜
Ec (5)
84
𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑠𝑐𝑎𝑟𝑖𝑙𝑙𝑎 (
𝑡𝑜𝑛
) = 𝟏𝟒𝟔𝟕𝟒, 𝟔
𝑎ñ𝑜
Ec (6)
6.2. Análisis próximo y químico de la cascarilla de arroz gasificada.
La cascarilla de arroz es un tejido vegetal rico en componentes lignocelulósicos
(C 6H10O5)n y también en sílice, la cual puede ser utilizada para fines energéticos,
cultivos hidropónicos, aditivo en mezcla de concreto, fabricación de filtros de carbón
activado, entre otras. Es un subproducto del proceso de transformación del arroz
Paddy en arroz blanco para el consumo humano y como combustible o materia
prima para la fabricación de gas pobre o biocombustible; representa un aporte
significativo al avance de las tecnologías limpias de energía renovable (Valverde et
al., 2007; Escobar J, 2011). La cascarilla de arroz se utiliza como combustible para
el secado de granos en la agroindustria y para la producción de electricidad, sin
embargo investigaciones han demostrado que una combustión incompleta como el
proceso de gasificación es más eficiente que la combustión directa (Armestoa,
2002; Werther et al.; 2000; Muñoz y Posada, 2011).
Para realizar un proceso de gasificación, ya sea en un simulador de procesos
termoquímicos o en un equipo piloto, es necesario conocer de antemano algunas
características fisicoquímicas de la biomasa, las cuales permitirán calcular un valor
teórico aproximado de las condiciones reales de salida del gas pobre. El contenido
de humedad, la composición química y el poder calorífico, son valores que se
detallan en el análisis próximo y último.
El análisis próximo o inmediato de una sustancia muestra el contenido de (fracción
másica) material volátil, humedad, carbono fijo y cenizas. El material volátil juega
un papel importante durante las primeras etapas de ignición de la biomasa y
siempre es necesario determinar la humedad en los análisis inmediato y último.
Los datos empleados de dichos análisis, fueron seleccionados de una investigación
que realizo
una
evaluación comparativa de
las
principales
propiedades
85
fisicoquímicas de la cascarilla de arroz obtenida por diferentes investigaciones
realizadas en distintas universidades del mundo con el fin de establecer punto de
partida para la realización de proyectos de transformación de la biomasa arrocera
en energía eléctrica y térmica. Esta investigación Concluye que existe una igualdad
entre los rangos de las características fisicoquímicas de la cascarilla de
arroz.(Valverde, et al., 2007).
 Humedad: Contenido de agua que permanece en el material después de
preparar la muestra para el análisis, esto se realiza a temperatura ambiente.
 Material volátil: Son compuestos de gases y vapores expulsados durante
la pirolisis, los cuales pueden ser monóxido de carbono, vapor de agua, etc.,
también se puede definir como la pérdida de masa que resulta cuando el
carbón se calienta en un equipo con condiciones prescritas. Este factor se
usa para establecer características propias de la combustión.
 Cenizas: Es el residuo no combustible después de la combustión completa
de la cascarilla. Se considera que la ceniza está formada por todos los óxidos
de sus constituyentes minerales.
 Poder calorífico: Es la cantidad máxima de energía que puede liberar un
material cuando es sometido a una combustión con aire en condiciones
ambientales (298 K y 1 atm). Su valor numérico se puede determinar
mediante la norma ASTM E 711–87, utilizando para ello una bomba
calorimétrica y se puede expresar de dos formas: El poder calorífico superior
(PCS) y el poder calorífico inferior (PCI).
El poder calorífico superior es la energía verdaderamente producida en la reacción
de combustión, en donde es contabilizado el calor latente de condensación que
libera el vapor de agua cuando cambia de fase. El poder calorífico inferior es la
energía que realmente se puede aprovechar de un combustible, sin tener en cuenta
el calor latente del vapor de agua. Industrialmente es el valor que más interesa,
debido a que las máquinas térmicas como motores de combustión interna, turbinas
a gas, calderas, etc. expulsan los gases de la reacción a temperaturas elevadas
86
muy por encima del punto de condensación del agua a presión atmosférica. La
Tabla 10 muestra los poderes caloríficos de las diferentes biomasas utilizadas en
los procesos termoquímicos de gasificación y combustión.
Tabla 10. Poder calorífico de diferentes biomasas
Biomasa
Poder calorífico
Inferior (Mj/kg)
Bagazo de Caña
17,3
Carbón de Leña
30,8
Cáscara de Arroz
13,4
Cáscara de Coco
17
Cascarillas de Café
Cascas y fibras de Palma
13,4
8
Eucalipto
19,4
Maíz
17,8
Paja de arroz
13,4
Pasto
16,8
Pino
20
Ramas de Algodón
18,3
Tusas de Maíz
18,8
Fuente: (Rojas R, 2002) (Raveendràn et al.,1995).
 Para efectos de esta investigación se tomaron los valores de poder calorífico
superior (PCS) en base seca reportados en laboratorio, los cuales fueron
determinados mediante la utilización de una bomba calorimétrica y
convertidos a poder calorífico inferior (PCI) mediante ecuaciones teóricas. El
PCI es el valor utilizado para cálculos de eficiencia de gas frío y eficiencia
global en los procesos de gasificación y tecnologías MCI (Emun, F et al.,
2010).
 Carbono fijo: Representa la porción de combustible del sólido que queda
después de la remoción de humedad, cenizas y material volátil. A pesar de
estar constituido principalmente por carbono, también incluye hidrógeno,
oxígeno azufre y nitrógeno (Valverde, et al., 2007).
87
En la Tabla 11 se observa el análisis próximo de la cascarilla, los valores del poder
calorífico inferior encontrados para la cascarilla de arroz y el promedio realizado
sobre tres muestras de cascarilla.
Tabla 11: Análisis próximo de la cascarilla de arroz
COMPONENTE
UNIDAD
VALOR PROMEDIO
Humedad residual
% peso
8,88-10
Material volátil
% peso
64,70
Cenizas
% peso
13,06
Carbono fijo
% peso
13,36
Poder calorífico inferior
kcal/kg
kJ/kg
3650,00
15275,00
Azufre total
% peso
0,07
Lignina
% peso
26,60
Celulosa
% peso
38,00
Fuente: (Valverde et al., 2007)
La Tabla 12, muestra un análisis químico o también denominado último, que se
refiere a la composición del material en términos de carbono, hidrógeno, nitrógeno
y oxígeno, necesario para los cálculos de combustión (Valverde et al., 2007).
Tabla12: Análisis químico (último) de la cascarilla de arroz
Elemento
% PESO
Carbono (C)
39,85
Hidrógeno (H)
6,09
Nitrógeno (N)
0,47
Fuente: (Valverde et al., 2007)
88
En la Tabla 13 se ilustra un nuevo tipo de análisis, que se hace a las cenizas y se
determina la composición mineral de la cascarilla después de someterla a
combustión total. Sin embargo, este estudio no es relevante para procesos de
gasificación, pues solo es necesario tener en cuenta el contenido del material volátil
de la cascarilla.
Tabla 13: Análisis químico de la ceniza
COMPUESTO
% PESO
Silicio (como SiO2)
91,14
Aluminio (como Al2O3)
0,19
Hierro (como Fe2O3)
1,14
Calcio (como CaO)
0,76
Magnesio (como MgO)
0,41
Fuente: (Valverde et al., 2007)
Generalmente, las cenizas resultantes de los procesos de combustión de biomasa
se utilizan como abono para el campo, pero en la actualidad se busca utilizarlas en
la industria de la construcción y otras actividades industriales.
6.3. Evaluación de tecnologías de aprovechamiento energético por
gasificación de cascarilla de arroz.
La gasificación como técnica de aprovechamiento energético empleando biomasa
residual de cascarilla de arroz genera un combustible denominado gas pobre
(syngas). Este puede ser utilizado para combustión en calderas, motores y turbinas.
El proceso de gasificación puede ser utilizado en generación de energía aplicando
diversas tecnologías que se describen en el marco referencial. Las tecnologías que
tienen mayor aplicación con base en las características termoquímicas de la
cascarilla de arroz son las que se muestran en la figura 26.
Figura 23: Tecnologías de generación de energía que utilizan syngas (gas de síntesis): a) MCI, Diesel b)
Turbina de gas
89
Fuente: (SIEMENS, 2010) y (GUASCOR, 2011)
Selección de la tecnología de generación de potencia
De las diferentes tecnologías para generación de potencia consultadas, a partir de
combustible gaseoso con bajo poder calorífico, obtenido de la gasificación de
cascarilla de arroz, se decide optar por la tecnología de integración MCI debido al
pronóstico de disponibilidad futura arrojado por el estudio en su primera fase. Este
pronóstico es bajo, comparado con la alta disponibilidad de flujos de masa que
necesitan las diferentes tecnologías a mayor escala.
Además esta tecnología de gasificación acoplada a MCI es diseñada para los
rangos de flujo de masa obtenidos y ya fue probada en Colombia bajo dos proyectos
de generación a baja escala tal como se especifica en los antecedentes nacionales.
Otra tecnología que se podría aplicar es la de gasificación integrada a un ciclo
combinado (IGBCC), que aunque maneja una mayor eficiencia térmica, cerca de
un 55% (Treviño Coca M) necesita una elevada inversión en equipos, montaje y
operación, corriendo el riesgo de no aprovechar al máximo la capacidad instalada,
debido al flujo de masa disponible real con que se cuenta.
Los MCIA de GG a implementar en esta tecnología, según se exponen en el marco
referencial pueden ser de tipo: Diésel de gas, duales, de encendido por chispa a
baja compresión y de gas encendido por chispa a alta compresión. Lo que cabe
resaltar es que cualquiera de estos tipos de motores funciona bajo un ciclo Diésel
convencional (Fonseca González N. E), siendo esto lo realmente pertinente en la
simulación, con el fin de evaluar la capacidad energética de la tecnología.
Aunque la elección del modelo real del MCIA no es inherente a la simulación si lo
es, definir el tipo de motor más apto para este tipo de aplicaciones en generación a
baja escala, considerando en esta selección el rango de eficiencia específica para
90
cada uno de ellos. (Consultando las ventajas y desventajas de los tipos de motores
en la tabla 8).
El tipo de motor elegido funciona bajo un ciclo diésel y se denomina: motor de gas
de encendido por chispa y alta compresión debido a que elimina el uso de
combustible auxiliar el cual solía ser gasoil o biodiesel para el motor diésel de gas
convencional, no siendo necesario la disponibilidad de dicho combustible y
reduciendo costos de operación. Así para el encendido de la mezcla pobre gas –
aire, se reemplaza la inyección piloto del combustible auxiliar por una chispa
eléctrica, todo esto bajo un ciclo diésel. Los primeros diseños arrojaron que el
sistema de encendido usado en los motores de gas de baja compresión no
funciona, ya que se requiere mayor cantidad de energía para inflamar la mezcla y
por lo tanto se hace necesario usar un sistema eléctrico de bujías blindadas dotadas
de resistencia para impedir la combustión de los electrodos y refrigeradas para
evitar el preencendido.
La admisión del gas tiene un sistema de regulación automático de caudal de aire
para el funcionamiento a carga reducida, pues de lo contrario la mezcla no llegara
a inflamarse. Esta regulación es relevante ya que se encargan de efectuar una
dosificación proporcional del aire a través de los regímenes de funcionamiento,
manteniendo así una relación aire/gas casi constante para todas las cargas
Otra ventaja de este tipo de motor es la refrigeración de la mezcla, la cual es común
en los motores sobrealimentados ya que poseen distintos sistemas de enfriamiento:
por intercambio de calor, a través de agua nebulizada, o expansionando la mezcla
en un turbo enfriador .De manera que la mezcla admitida se enfría lo suficiente para
elevar la relación de compresión y adelantar el encendido con la mejora del
rendimiento del motor.
Uno de los fabricantes de este tipo de MCIA que utilizan esta tecnología es el
fabricante americano Waukesha para rangos de potencia desde 0,7 y 2,7 MW.
(Fonseca González N. E),
Selección de la tecnología de gasificación
91
Después de una amplia revisión bibliográfica, analizando las ventajas y desventajas
de los distintos tipos de gasificadores existentes en el mercado se decide optar
para la implementación en la simulación, un gasificador Downdrafth de tiro invertido
ya que es el más aplicable en MCI y turbinas de gas; la entrega del gas combustible
se lleva a cabo en la parte baja y la inyección del aire por la parte media. El agente
gasificante (aire u oxígeno) baja en contra de la corriente.
Esta tecnología es simple y de bajo costo. La humedad con que se alimente debe
ser baja, aproximadamente del 20%. La conversión de carbono está en un rango
entre el 92% y el 96 %, y en la salida; el syngas se encuentra a alta temperatura
por lo que se requiere un recuperador de calor. El cual es implementado en la
simulación.
La configuración del gasificador elegido para la simulación determina una alta
conversión de los productos intermedios de la pirolisis y por tanto un gas
relativamente limpio. Encontrando una solución al problema del arrastre de
alquitrán con la corriente de gas, ya que por medio de la corriente descendente, el
aire de primera gasificación se introduce en la zona de oxidación del gasificador o
por encima de ésta. El gas pobre sale por el fondo del aparato de modo que el
combustible y el gas se mueven en la misma dirección. La principal ventaja de los
de este tipo de gasificadores radica en la posibilidad de producir un gas sin alquitrán
apropiado para la aplicación a MCI. (Proenza Pérez et al., 2006).
Como la pretensión de este proyecto es definir parámetros tecnológicos y
económicos para la puesta en marcha y operación de una tecnología limpia y
fácilmente aplicable a zonas no interconectadas así como la autogeneración
eléctrica de la industria arrocera en el departamento, implica una seria de
condiciones de fácil montaje y operación para las cuales la tecnología elegida
cumple a cabalidad y es totalmente sustentada por los organismos nacionales e
internacionales que implementan este tipo de tecnologías para algunas zonas en el
país tales como el IPSE y CCEP. Se recomienda Ver antecedentes nacionales de
gasificación en sistemas de integración energética.
92
6.4. Simulación de la gasificación de cascarilla de arroz integrada a motores
de combustión interna (GIMCI).
La modelación y simulación del proceso de gasificación de cascarilla de arroz
integrada a MCI fue construido en HYSYS ® V.7.2, un software desarrollado por
AspenTech. El cual es un simulador de procesos ampliamente utilizado, orientado
a la industria química y petroquímica. Modela y simula cualquier tipo de proceso
donde intervengan flujos continuos de materia y energía en una unidad de proceso
a otra. También permite la optimización de procesos, mediante análisis de
sensibilidad, realiza análisis de costos, entre otras operaciones. Para el proceso de
gasificación se tuvieron en cuenta las siguientes consideraciones (Damartzis,
Michailos y Zabaniotou, 2012)
 El proceso es en estado estacionario e isotérmico
 La devolatilización de la cascarilla de arroz ocurre de forma instantánea y los
productos obtenidos son: Monóxido de Carbono (CO), Dióxido de Carbono
(CO2), Hidrogeno (H2), Metano (CH4), Agua (H2O) y Sílice (SiO2).
 Los gases se distribuyen uniformemente dentro del reactor.
 Las reacciones de gasificación alcanzan el equilibrio químico.
 El char contiene solo carbono y sílice.
 Las reacciones de azufre no han sido consideradas.
 Las reacciones utilizadas son las consideradas en la Tabla 14.
 |La simulación está basada en la Ecuación de Estado de Peng-Robinson.
 Las condiciones de referencia ambiente son T0=25ºC y P 0 = 1 atm.
Tabla 14 Reacciones consideradas en el modelo
Reacción
ΔH KJ/mol
𝐶 + 𝑂2 → 2𝐶 𝑂2
172
𝐶 + 2𝐻2 → 𝐶𝐻4
-75
𝐶 + 𝐻2 𝑂 → 𝐶𝑂 + 𝐻2
131
𝐶𝑂 + 𝐻2 𝑂 → 𝐶𝑂2 + 𝐻2
-41
𝐶𝑂 + 3𝐻2 → 𝐶𝐻4 + 𝐻2 𝑂
-206
Fuente: Adaptado de (Andre et al., 2005; Sierra F, 2006).
93
Para la simulación del sistema de generación de potencia a partir de gasificación
de biomasa, (cascarilla de arroz) ; se procede a utilizar el software de simulación
HYSYS 7.2, el cual contiene un paquete de ecuaciones termoquímicas necesarias
para la obtención de datos experimentales específicos correspondientes a cada
proceso. Este software es el encargado de dar el tratamiento termodinámico a las
diferentes sustancias por medio del paquete termodinámico seleccionado, Peng
Robinson el cual trabaja con gases reales y el margen de error en la solución de
las propiedades evaluadas es muy bajo al tratarse de los tipos de mezclas que tiene
en cuenta la simulación.
En el proceso de simulación realizado por medio del
software HYSYS 7.2,
inicialmente es necesario seleccionar el paquete termodinámico, dependiendo de
las características y elementos de cada sustancia incluida en el proceso. De
acuerdo a esto, el modelo indicado es el de Peng Robinson el cual no solo se
compone de la ecuación general, sino de un conjunto ecuaciones termoquímicas
necesarias
para
la
obtención
de
datos
experimentales
específicos
correspondientes al proceso.
Peng Robinson es recomendable para trabajar con gases reales, posee bajos
errores al estimar propiedades que incluyen mezclas, y es posible trabajar una o
múltiples fases, además es apropiado para simulaciones de procesos que
contengan sustancias orgánicas con base en hidrocarburos, extendiendo su rango
de aplicabilidad y precisión en sistemas no
ideales, siendo uno de los más
utilizados por su alto grado de eficiencia y confiabilidad (Luque, y Vega, 2005).
Es necesario enfatizar, que en la simulación realizada no se trabajó en fase liquida,
desde que el syngas sale del gasificador viene gaseoso, el combustible es gas y
los productos de la combustión son gaseosos. No se utilizaron ciclos de vapor
solamente de MCI, en ningún momento de la simulación se trabajó con dos fases
solo con fase gaseosa y Peng Robinson es un buen modelo para gases reales en
fase gaseosa.
94
El tratamiento termodinámico dado a las diferentes sustancias por medio del
paquete termodinámico Peng Robinson tiene en cuenta las diferentes interacciones
moleculares que corresponden a un gas real, y rige toda la simulación. La selección
de este, no se realizó con el fin de calcular la variación de las diferentes propiedades
termodinámicas específicamente, si no para tenerlas en cuenta de manera implícita
en todo el proceso de simulación, permitiendo obtener resultados confiables que
luego son optimizados para cada componente del proceso por medio de un análisis
de sensibilidad de variables.
El software Hysys solicita el ingreso de componentes y/o sustancias necesarias en
el proceso, los cuales se encuentran referenciados en la Tabla 15.
Es necesario aclarar que en la simulación realizada se asume un proceso de
devolatilización de sólidos partiendo de unos datos de composición de cascarilla de
arroz, obteniendo un syngas que se evalúa en un ciclo termodinámico. En ningún
momento se simula el proceso de devolatilización de sólidos. Lo que se simula es
el proceso que se realiza con el gas de síntesis previamente obtenido y tratado,
siendo la materia prima del sistema energético el gas a partir de gasificación.
Tabla 15: Componentes utilizados para la simulación de las tecnologías GIMCI.
SUSTANCIA
Metano
Etano
Nitrógeno
Dióxido de carbono
Monóxido de carbono
Agua
Hidrógeno
Oxígeno
Carbón
SÍMBOLO
CH4
C2H5
N2
CO2
CO
H2O
H2
O2
C
Fuente: Elaboración propia.
95
El proceso de devolatilización de carbono asumido es el siguiente: En el gasificador
las elevadas y uniformes temperaturas provocan el fraccionamiento térmico
(craking) de los hidrocarburos, o fragmentación de las moléculas más complejas en
otras más simples. El gas resultante en el proceso tiene propiedades de un gas
real, y el software tiene en cuenta las interacciones intermoleculares propias del
hidrocarburo que lo compone.
Durante el proceso de gasificación de la cascarilla de arroz ocurren dos etapas
principales de reacción:
- La de desprendimiento de volátiles (desvolatilización)
- La de gasificación del subcoque (char)
La primera es una etapa de transición, en la que el carbón presente en la biomasa
de cascarilla se convierte en subcoque de carbón, conforme se eleva la
temperatura; los débiles enlaces químicos se rompen y se forman gases
hidrocarburados.
En la segunda etapa el subcoque o carbono fijo que queda tras la devolatilización,
cambia al estado gaseoso por medio de una reacción.
96
Figura 24: Modelo completo de gasificación integrado a MCI.
Fuente: Elaboración propia a partir de Aspen Hysys.
97
En el diagrama anterior (figura 24) se ilustra el modelo completo realizado en Aspen
Hysys. A partir de este se dividen los subsistemas correspondientes de acuerdo al
ATF, los cuales son: El proceso de gasificación el cual incluye el respectivo sistema
para el secado de la biomasa y el sistema de generación de potencia (MCI). Los
componentes correspondientes al modelo de cada subsistema son detallados más
adelante en la tabla 22 y 27. Es preciso anotar que para el secado de cascarilla se
debe tener en cuenta que la composición elemental tiene una humedad del 10%
(Valverde & Sarria, 2007) y el calor residual extraído en el intercambiador usado
para enfriar el syngas, permite el secado hasta un valor límite de entrada máxima
del 17,6% de humedad el cual fue calcula por psicrometría.
La Tabla 17 representa el análisis del ciclo mediante primera y segunda ley de la
termodinámica de acuerdo con el modelo planteado. La indicación de los balances
se realiza con el fin de ilustrar de manera básica las operaciones del software. Las
ecuaciones no se evalúan ya que es pertinencia de la simulación por medio del
software.
Cabe anotar que los cálculos de las propiedades de estado necesarias dependen
del modelo de ecuaciones de estado seleccionado en la simulación, el cual
corresponde a Peng-Robinson, y este permite evaluar dichas propiedades, siendo
complejo en algunos casos específicos, debido a la composición química de los
elementos en el sistema. Los balances que se ilustran son simplificados ya que se
plantean
consideraciones
que
idealizan
el
sistema
para
ser
evaluado
analíticamente, así por ejemplo las turbinas y los compresores se suponen
adiabáticos; pero el simulador no hace estas consideraciones ya que maneja cierta
complejidad de cálculo, que le permite hacer un modelamiento más riguroso de los
sistemas reales.
Para el análisis del sistema, las exergías específicas son calculadas mediante la
ecuación simplificada de exergía total que integra la exergia física y química
mediante la siguiente ecuación:
98
𝑒𝑖 = ℎ𝑖 − ℎ0 − 𝑇0 (𝑠𝑖 − 𝑠0 ) + ∑ 𝑛𝑖 (𝜇𝑖 − 𝜇𝑖0 ) 𝑇0,𝑃0
Ec (7)
Dónde:
𝑒𝑖= Exergía de flujo de la línea i
ℎ𝑖 = Entalpia de la línea i
ℎ0 = Entalpia en el punto de referencia
𝑇0 =La temperatura absoluta en el punto de referencia
𝑠𝑖 = Entropía de la línea i
𝑠0 = Entropía en el punto de referencia
𝑛𝑖 =Número de moles del componente i
𝜇𝑖 =Potencial químico del componente i
𝜇𝑖0 =Potencial químico del componente i en el estado de referencia
Se debe tener en cuenta que para la mayor parte de las líneas de flujo están
circulando mezclas de componentes puros con composición conocida es necesario
aplicar ecuaciones de mezclas de sustancias puras para determinar propiedades
promedios en dichas mezclas. Permitiendo ser consideradas como una sustancia
pura; a continuación se ilustran las ecuaciones de mezclas utilizadas por el
simulador.
Tabla 16: ecuaciones de mezclas de sustancias puras utilizadas por el simulador.
𝑛
ECUACIONES DE MEZCLAS
ℎ̅ 𝑖 = ∑(𝑥𝑗 ℎ𝑗 )𝑖
𝑛
𝑠̅ 𝑖 = ∑(𝑥𝑗 𝑠𝑗 )𝑖
𝑗
𝑗
𝑛
𝑛
𝑐̅𝑝 = ∑(𝑥𝑗 𝑐𝑝 )
𝑗
𝑗
𝑛
𝑃 = ∑[𝑃𝑗 ]
𝑗=1
̅ = ∑(𝑥𝑗 𝑀
̅𝑗 )
𝑀
𝑗
𝑛
𝑇,𝑉
𝑉 = ∑[𝑉𝑗 ]
𝑗=1
𝑇,𝑃
Fuente: Adaptado de (Emun et al., 2010) (Luque, y Vega, 2005).
99
Dónde:
ℎ̅𝑖 : Entalpia promedio de la mezcla i.
𝑥𝑗: Fracción molar del componente j.
ℎ𝑗 : Entalpia del componente j en las condiciones de la mezcla i.
𝑠̅ 𝑖: Entropía promedio de la mezcla i.
𝑠𝑗 : Entropía del componente j en las condiciones de la mezcla i.
𝑐̅𝑝 : Capacidad calorífica promedio de la mezcla.
𝑐𝑝 : Capacidad calorífica del componente j.
𝑗
̅ : Masa molecular promedio de la mezcla.
𝑀
̅𝑗 : Masa molecular promedio del componente j de la mezcla.
𝑀
𝑃: Presión de la mezcla.
𝑇: Temperatura de la mezcla.
𝑉: Volumen de la mezcla.
[𝑃𝑗 ]
𝑇,𝑉
: Presión parcial del componente j evaluado en las condiciones de
temperatura y volumen de la mezcla.
[𝑉𝑗 ]
𝑇,𝑝
: Volumen parcial del componente j evaluado en las condiciones de presión y
temperatura de la mezcla.
Las propiedades para cada sustancia pura son evaluadas por el software médiate
el modelo de pen-Robinson antes descrito.
Tabla 17: Análisis del ciclo mediante primera y segunda ley de la termodinámica
100
Elemento
Diagrama
Balance primera ley
Balance segunda ley
Gasificador
(𝑚̇ 𝐻𝑣 ) 𝑐𝑎𝑠𝑐𝑎𝑟𝑖𝑙𝑙𝑎
= (𝑚̇ ℎ)𝑙𝑖𝑞 + (𝑚̇ 𝐻𝑣 )𝑠𝑦𝑛𝑔𝑎𝑠
𝑓𝑒 ∗ 𝑄𝑔𝑎𝑠
= 𝐸̇𝑑𝑒𝑠𝑡 𝑟𝑢𝑖𝑑𝑎 + (𝑚̇ 𝑒) 𝑙𝑖𝑞
+ (𝑚̇ 𝑒) 𝑠𝑦𝑛𝑔𝑎𝑠
Intercambiador
𝑚̇ 𝐶𝑝 𝑇1 = 𝑚̇ 𝐶𝑝𝑇2 + 𝑄𝑜𝑢𝑡
𝑚̇ 𝑒1
= 𝑚̇ 𝑒2 + 𝐸̇𝑑𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑖𝑑𝑎
+ 𝑓𝑒 ∗ 𝑄
Compresor
(𝑚̇ ℎ1 ) 𝑎𝑖𝑟𝑒 + 𝑊𝑖𝑛
= (𝑚̇ ℎ2 ) 𝑎𝑖𝑟𝑒
(𝑚̇ 𝑒1 )𝑎𝑖𝑟𝑒 + 𝑤𝑖𝑛
= (𝑚̇ 𝑒2 )𝑎𝑖𝑟𝑒
+ 𝐸̇𝑑𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑖𝑑𝑎
Combustor
(𝑚̇ 𝐻𝑣 ) 𝑠𝑦𝑛𝑔𝑎𝑠 = (𝑚̇ ℎ)𝑔𝑎𝑠𝑒𝑠
𝑓𝑒 ∗ 𝑄
= (𝑚̇ 𝑒)𝑔𝑎𝑠𝑒𝑠
+ 𝐸̇𝑑𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑖𝑑𝑎
Turbina
(𝑚̇ ℎ1 ) 𝑔𝑎𝑠𝑒𝑠 = (𝑚̇ ℎ2 ) 𝑔𝑎𝑠𝑒𝑠
+ 𝑊𝑜𝑢𝑡
(𝑚̇ 𝑒1 ) 𝑔𝑎𝑠𝑒𝑠
= 𝑤𝑜𝑢𝑡 + (𝑚̇ 𝑒2 ) 𝑔𝑎𝑠𝑒𝑠
+ 𝐸̇𝑑𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑖𝑑𝑎
Fuente: Elaboración propia a partir del software HYSIS
Donde :
𝑚̇ = Flujo de masa
𝑓𝑒 = Factor exergetico del calor
𝐻𝑣 = Poder calorífico inferior
𝐸̇𝑑𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑖𝑑𝑎 = Exergía destruida
ℎ= Entalpia
𝑄𝑔𝑎𝑠= Calor de gasificación
𝐶𝑝= Calor especifico
𝑒𝑖= Exergía en la línea i
𝑇𝑖= Temperatura en la línea i
𝑄𝑜𝑢𝑡 = Calor de salida
𝑊𝑖𝑛 = Trab ajo de entrada
𝑊𝑜𝑢𝑡 = Trab ajo de salida
101
Como es notable el modelo requiere unas propiedades de estado específicas las
cuales se pueden estimar de diversas maneras (modelo de gases ideales, tablas
termodinámicas de propiedades de sustancias puras, ecuaciones de gases reales,
entre otras); para el caso de la simulación se utiliza Peng-Robinson la cual es más
adecuada en el tratamiento de sistemas moderadamente no ideales, donde rivaliza
en exactitud con los métodos tradicionales de coeficientes de actividad. Esto se
ilustra en la ecuación de estado de Peng Robinson. (Ver ecuación 8)
𝑅𝑇
𝑎
𝑃 = 𝑣−𝑏 − 𝑣2 +2𝑏𝑣−𝑏2 , Donde:
Ec (8)
𝑏 = 0.07780𝑅𝑇𝑐 /𝑃𝑐 ,
𝑎 = 0.45724𝑅 2 𝑇𝑐2 [1 + 𝑓𝑤 (1 − 𝑇𝑟0.5 )]2 /𝑃𝑐
y
𝑓𝑤 = 0.37464 + 1.54226𝜔 − 0.26992𝜔2
Es notable resaltar que las exergías específicas descritas en la tabla 17, para cada
caso en particular son calculadas mediante la ecuación de exergía de flujo bajo los
principios de mezclas de gases, utilizando para ello el modelo de Peng-Robinson
para calcular las propiedades de cada componente de la mezcla. Lo anterior es
ilustrado de manera amplia en el libro “simulación y optimización avanzada en la
industria química y de procesos” (Luque, y Vega, 2005). Y los balances
correspondientes para cada elemento se indican en la tesis doctoral optimización
exergoeconómica de sistemas térmicos de la Universidad de Zaragoza (Serra de
Renobales, 1994)..
6.4.1 Simulación del sistema de gasificación
Se realiza la selección de componentes de acuerdo al modelo planteado, y se
procede a modelar el proceso de gasificación de la siguiente manera: En un
principio, se tiene cascarilla de arroz con una humedad del 17,6% (Valverde &
Sarria, 2007) la cual ingresa a un secador biomasa que se simulo mediante un
intercambiador de calor acoplado a un separador solido-gas del que sale la
cascarilla con una humedad del 10% (Valverde & Sarria, 2007) y que aprovecha
102
para el proceso, el calor que se genera en el enfriamiento del syngas, luego se
tienen 2 líneas de entrada (cascarilla de arroz seca y aire) a un mezclador, que
luego unen su flujo en un reactor, cuya línea de salida corresponde al gas resultante
de la gasificación, conocido como syngas (ver figura 27), el cual tiene una
constitución que obedece a las condiciones de temperatura y del tipo de gasificador
en el que se lleva a cabo el proceso. Las composiciones de cada una de las líneas
de entrada, fueron ingresadas a partir de referentes bibliográficas, así por ejemplo,
el dato del aire teórico correspondió a 3,76 moles de nitrógeno (N2) por un mol de
oxígeno (O2), y para el caso de la composición de la cascarilla de arroz, se tomó
de acuerdo a una tabulación encontrada a partir del análisis próximo consultado,
como lo indica la Tabla 18.
Tabla 18: Composición de la cascarilla de arroz ingresada en el software HYSYS 7.2.
SUSTANCIA
C
H2
N2
O2
PORCENTAJE DE COMPOSICIÓN
39,7%
7,67%
4,36%
48,26%
Fuente: Elaboración Propia.
Aparte de la composición de las entradas, es necesario asignar propiedades como
temperatura y presión, que fueron asumidos en condiciones ambiente, lo que
corresponde a 25°C y 100 kPa.
La composición del syngas es producto de una reacción entre la biomasa (cascarilla
de arroz) y el agente gasificante el cual es aire a la temperatura ambiente.
El gas pobre se produce en un reactor de Gibbs (GBR-101), utilizado para la
formación de volátiles, el cual modela un gasificador de lecho fijo de corriente
descendente o tiro invertido (downdraft) elegido bajo parámetros previos en la etapa
de selección de la tecnología. Este reactor calcula las composiciones de salida de
tal forma que a la salida del reactor se alcanza el equilibrio químico y entre fases.
Sin embargo, no necesita utilizar una estequiometria específica para la reacción, ya
que la composición de la mezcla de salida se calcula minimizando la energía libre
de Gibbs (condición de equilibrio).Este reactor no necesita suponer comportamiento
103
ideal ni los componentes puros, ni la mezcla, siendo utilizado cuando la presión y
temperatura son datos conocidos (Mehrdokht y Nader, 2008). La composición
química de la biomasa que entra al gasificador se determina por medio del análisis
último. (Luque, y Vega, 2005).
En la Tabla 19 se muestra el análisis de energía libre de Gibbs para cada una de
las reacciones consideradas en el proceso de gasificación, estas ecuaciones son
tenidas en cuenta por el software. Por medio de las ecuaciones se encuentra la
composición del Syngas producido minimizando la energía de Gibbs, obteniéndose
así la reacción más probable. Este conjunto de
ecuaciones son evaluadas
internamente por el simulador HYSYS, por lo que este análisis se plantea no con el
fin de evaluar las ecuaciones manualmente sino para ilustrar el proceso analítico
que realiza este.
Tabla 19 Análisis de energía libre de Gibbs para las reacciones de gasificación en la simulación.
NO
REACCION
𝘨∗𝐶
ENERGIA DE GIBBS
+ 2𝘨 ∗𝐻2 − 𝘨𝐶∗ 𝐻4
𝑥 𝐶𝐻 𝑃0
)= 24(
)
𝑅𝑇
𝑥 𝐻2 𝑃𝑔𝑎𝑠
1
𝐶 + 2𝐻2 → 𝐶𝐻4
(heterogénea)
2
𝐶 + 𝐻2 𝑂 → 𝐶𝑂 + 𝐻2
(heterogénea)
3
𝐶 + 𝑂2 → 2𝐶𝑂2
(heterogénea)
4
𝐶𝑂 + 𝐻2 𝑂 → 𝐶𝑂2 + 𝐻2
(homogénea)
𝘨∗𝐶𝑂 + 𝘨∗𝐻2 𝑂 − 𝘨∗𝐶 𝑂2 − 𝘨∗𝐻2
𝑦𝐶𝑂2 𝑦𝐻2
𝑒𝑥𝑝 (
)=
𝑅𝑇
𝑦𝐶𝑂 𝑦𝐻2 𝑂
𝐶𝑂 + 3𝐻2
→ 𝐶𝐻4 + 𝐻2 𝑂
(homogénea)
∗
𝘨𝐶𝑂
+ 3𝘨 ∗𝐻2 − 𝘨𝐶∗ 𝐻4 − 𝘨∗𝐻2 𝑂
𝑒𝑥𝑝 (
)
𝑅𝑇
𝑦𝐶 𝐻4 𝑦𝐻2 𝑂 𝑃𝑔𝑎𝑠 2
=
(
)
𝑦𝐶𝑂 𝑦𝐻32
𝑃0
5
𝑒𝑥𝑝 (
∗
𝘨∗𝐶 + 𝘨 ∗𝐻2 𝑂 − 𝘨𝐶𝑂
− 𝘨∗𝐻2
𝑥 𝐶𝑂 𝑥𝐻2 𝑃𝑔𝑎𝑠
𝑒𝑥𝑝 (
)=
(
)
𝑅𝑇
𝑥 𝐻2 𝑂
𝑃0
𝑒𝑥𝑝 (
𝘨∗𝐶 + 𝘨∗𝑂2 − 2𝘨 ∗𝐶𝑂2
𝑅𝑇
2
𝑥 𝐶𝑂
𝑃
2
)=
( 𝑔𝑎𝑠 )
𝑥 𝑂2 𝑃0
Fuente : Adaptado de (Mendoza et al. 2012) y( Luque, y Vega, 2005).
La función de Gibbs para cada componente i de las reacciones ilustradas se
determina como lo indica la ecuación 9.
𝘨∗𝑖 = (𝘨0𝑓 ) + (ℎ 𝑇 − ℎ 𝑇0 ) − 𝑇(𝑆 𝑇 )𝑖 + 𝑇0 (𝑆 𝑇00 )
𝑖
𝑖
Dónde:
Ec (9)
104
𝘨∗𝑖 : Energía libre de Gibbs del componente i a las condiciones de la reacción.
𝘨0𝑓 : Energía libre de Gibbs del componente i a las condiciones de referencia.
ℎ 𝑇: Entalpia específica a la temperatura de gasificación.
ℎ 𝑇0 : Entalpia específica a la temperatura de referencia.
𝑇0 : Temperatura ambiente de referencia.
𝑇: Temperatura de gasificación.
𝑅:constante universal de los gases
𝑆 𝑇: Entropía en las condiciones de la gasificación.
𝑆 𝑇00 : Entropía en las condiciones de referencia.
𝑃𝑔𝑎𝑠 : Presión del gas.
𝑃0: Presión atmosférica de referencia.
𝑥 𝑖: Fracción molar del componente i en reacciones heterogéneas.
𝑦𝑖: Fracción molar del componente i en reacciones homogéneas.
La corrida de simulación permite ver la fracción molar de los componentes
presentes en el sistema en cualquier punto de las líneas de flujo que conforman el
ciclo, lo cual se muestra en la Tabla 20 obtenida del software a la salida del
gasificador, la cual sería la composición real del gas de síntesis que entra al MCI,
en esta fase el simulador calcula las variables que definen el proceso de combustión
en el motor; dicho motor no se simula como tal, sino que se realiza la simulación
acoplada de cada uno de los procesos que sigue un ciclo Diésel.
Tabla 20 Fracción molar obtenida del software Hysys a la salida del gasificador
105
Elaboración Propia a partir del software HYSYS
Con la composición obtenida del syngas se estima las características del
combustible obtenido
De la composición obtenida del syngas se estima las características del
combustible obtenido y del poder calorífico inferior del gas producto (MJ/Kg) por
medio de la ecuación 10 (Emun et al., 2010).
𝑃𝐶𝐼𝑆𝑌𝑁𝐺𝐴𝑆 = 𝑥 𝐻2 𝑃𝐶𝐼𝐻2 + 𝑥 𝐶𝐻4 𝑃𝐶𝐼𝐶𝐻4 + xCO PCICO
Ec(10)
Dónde:
𝑃𝐶𝐼𝑆𝑌𝑁𝐺𝐴𝑆 = Poder calorífico del gas pobre
𝑥 𝐻2 = Fracción másica del hidrógeno,
𝑥 𝐶𝐻4 =Fracción másica del metano
𝑥 𝐶𝑂 = Fracción másica del monóxido de carbono
𝑃𝐶𝐼𝐻2 = Poder calorífico inferior del hidrógeno
𝑃𝐶𝐼𝐶𝐻4 = Poder calorífico inferior del metano
𝑃𝐶𝐼𝐶𝑂= Poder calorífico inferior del monóxido de carbono
El cálculo del poder calorífico del Syngas se realizó teniendo en cuenta los
parámetros específicos de los componentes descritos en la ecuación 10. Los cuales
son ilustrados en la tabla 21 .
Tabla 21 Poder calorífico de los componentes del Syngas
106
Componente
H2
CH4
CO
PCI (MJ/Kg)
142
50,2
8,4
Fuente: (Emun et al., 2010).
El valor del poder calorífico teórico del Syngas se calculó mediante el remplazo de
los valores de PCI y fracción másica de los componentes en la ecuación 10
obteniendo un valor de 2,82 MJ/Kg
Es posible obtener algunas propiedades del Syngas a través del simulador con
base en la composición de este y las propiedades de los elementos que conforman
dicho combustible. Algunas de las propiedades más relevantes del Syngas se
mencionan en la tabla 22:
Tabla 22 Propiedades Termoquímicas del Syngas
Propiedad
Símbolo
Valor
Unidad
Capacidad
calorífica a P cte.
Peso molecular
promedio
Capacidad
calorífica a V cte.
𝐶𝑃
1,484
𝐾𝐽
⁄𝐾𝑔𝐶
̅
𝑀
24,81
𝐶𝑉
1,149
Densidad
𝜌
2,538
𝐾𝑔⁄
𝑚3
Viscosidad
cinemática
𝜇
4,53E -2
cP
𝐾𝑔⁄
𝐾𝑚𝑜𝑙
𝐾𝐽
⁄𝐾𝑔𝐶
Fuente: Elaboración propia a partir de Hysys
También se refiere en el procedimiento, a una relación aire-biomasa, concerniente
a la regulación del flujo másico de aire en función del flujo másico de la biomasa,
que según datos bibliográficos corresponde a 2,5. Para el caso del flujo másico de
la cascarilla de arroz, se realizó una proyección a la producción de la misma, al año
2013 en el departamento de Córdoba, para luego convertir el flujo a unidades
nominales de gasificadores en kg/h, de la siguiente manera:
107
𝑡𝑜𝑛
1000 𝑘𝑔
1 𝑎ñ𝑜
𝒌𝒈
∗(
)∗(
) = 𝟏𝟔𝟕𝟓, 𝟏𝟖
𝑎ñ𝑜
1 𝑡𝑜𝑛
8760 ℎ
𝒉
.
Estos datos se ingresaron despreciando la cantidad de cenizas, debido a que es un
𝑚̇ 𝑐𝑎𝑠𝑐𝑎𝑟𝑖𝑙𝑙𝑎 = 14674,6
proceso idealizado, y teniendo en cuenta que hay componentes diatómicas en el
modelo, sin serlo en su composición real.
Existen también, una serie de elementos presentes en el proceso de gasificación,
identificados en la siguiente Tabla 23.
Tabla 23: Elementos presentes en la modelación del proceso de gasificación
ELEMENTO
MAGNITUDES Y/O VALORES ASIGNADOS
NOMBRE
MAGNITUD
Flujo Másico
Temperatura
Presión
Humedad
Flujo Másico
Temperatura
Presión
Humedad
VALOR
1840(constante)
25(constante)
100(constante)
17,6(constante)
1840(constante)
118(constante)
100(constante)
17,6(constante)
Flujo Másico
165
kg/h
Flujo Másico
1675(constante)
kg/h
Temperatura
35 (constante)
°C
Presión
100 (constante)
kPa
Humedad
10 (constante)
%
Temperatura
35 (constante)
°C
NA
NA
NA
4
Flujo de Aire
Mezcla AireCascarilla
Gas de Síntesis
Temperatura
700 (variable)
°C
5
Fracción de Líquido
Flujo Másico
0
kg/h
SET 3
SET 4
Relación de Presión
Relación de Flujos
NA
NA
1
2,5 (variable)
Adimensional
Adimensional
MIX 101
GBR 101
Gasificador
NA
NA
NA
E-101
X-100
Secador de Biomasa
NA
NA
NA
B
Flujo de Cascarilla
Húmeda
BC
Flujo de Cascarilla
Caliente
H2O
Humedad presente
en la cascarilla
1
2
3
Flujo de Cascarilla
Seca
UNIDAD
kg/h
°C
kPa
%
kg/h
°C
kPa
%
Fuente: Elaboración Propia.
En la figura 25, se muestra gráficamente la modelación de la gasificación en el
software Hysys 7.2.
108
Figura 25: Modelación del proceso de gasificación en Hysys 7.2.
Elaboración Propia a partir del software Hysys
En el esquema, las flechas azules indican las entradas o salidas, llamadas también
líneas de flujo, las imágenes en gris representan los equipos utilizados en el
procedimiento y las líneas verdes representan relaciones entre líneas de flujo. La
línea 3.1 de color marrón representa el calor de entrada en el gasificador, el cual
corresponde al inicio de la combustión de la materia prima, necesario para las
transformaciones endotérmicas y exotérmicas de la gasificación. La línea marrón
que entra al intercambiador E-101 representa el calor generado en el proceso de
enfriamiento del syngas, cuyo calor es aprovechado en el pretratamiento de la
biomasa para el secado de la misma.
6.4.2 Simulación del sistema de generación de potencia (MCI)
A partir de la fase de gasificación, inician una serie de fases en la modelación de la
integración al MCI, partiendo del hecho de que dicha modelación es un ciclo Diesel
que funciona con combustible gaseoso sin integración de ciclo de vapor. No
obstante, en los motores de ciclo Diesel no se permite el ingreso de los gases de
gasificación a temperaturas superiores a los 100 °C, por lo tanto se hace necesario
enfriar el syngas.
109
La modelación de la integración al MCI se llevó a cabo de la siguiente manera: El
gas saliente del proceso de gasificación, ingresa a un intercambiador de calor que
disminuye la temperatura del syngas hasta oscilar entre los 60 y 100°C. Luego,
pasa a una cámara de combustión mezclado con aire procedente de un compresor,
dando como resultado; la salida de gases de combustión a alta temperaturas, que
ingresan a una turbina de gas generadora de trabajo, generando gases de
combustión a bajas temperaturas.
La corriente resultante del proceso de gasificación la cual posee alrededor de 800
oC
antes de ingresar al motor de combustión no fue considerada en el proceso de
simulación debido a los límites de diseño en cuanto a la temperatura máxima de
entrada de combustible al motor, esto tiene que ver con los rangos de temperatura
de operación del motor.
La recomendación de uso para el contenido energético retirado del gas de síntesis
es en el tratamiento previo de la biomasa de cascarilla de arroz en un proceso de
secado antes de ingresar al gasificador, pero la simulación realizada no incluye el
pretratamiento de la biomasa. Se debe tener en cuenta que la biomasa entra a
temperatura ambiente al gasificador, y al conectar la línea de flujo térmica residual,
en el simulador todos los valores de entrada y salida, estarían errados,
principalmente los de eficiencia y capacidad energética.
Los elementos que integran el motor en la simulación, no son los que realmente
conforman un MCI (como pistón, cámara de combustión, etc.), sino que se
consideran elementos que describan el mismo proceso termodinámico que se sigue
el ciclo estándar que describe el motor.
Para el ciclo Diésel en el modelado y posterior simulación el motor está integrado
por:

Un compresor que describe la compresión del aire en el motor.

Un mezclador que describe el proceso de inyección de combustible.
110

Un reactor que define la combustión de la mezcla.

Una turbina que describe la expansión de los gases producto de la
combustión.
En la Tabla 24 se muestra una descripción más detallada del modelo usado para la
simulación así como una comparación con el componente u operación que sucede
en cada proceso del ciclo Diésel descrito en la Figura 26.
Figura 26: Esquema del ciclo Diésel
Fuente: Elaboración Propia
111
Tabla 24: Modelo del ciclo Diésel incluido en la simulación
Segmento
1-2
Elemento
Proceso
simulación
Compresión
Compresor
isoentrópica
Componente u
operación en el
motor real
Carrera de
ascenso del pistón
Inyectores de
2-3
Inyección y combustión
Mezclador y reactor
a P Cte.
(combustor)
combustible y
cámara de
combustión.
Carrera de
3-4
Expansión isentropica
Turbina
descenso del
pistón.
4-1
Cesión de calor a V cte.
Salida de la turbina
Punto muerto
inferior
Fuente: Elaboración Propia
Lo anterior debido a que el modelado y simulación corresponde al sistema de
integración energética en general, obteniendo como resultado una potencia
determinada, y no se centra en la química y velocidad de reacción de la combustión
para la cual se necesitaría además del simulador un software de elementos finitos
para modelar la cámara de combustión. Esto es sustentado en el libro Simulation
of a Gas Power Plant (Robles José 2006), el cual describe los procesos de
simulación de las diferentes sistemas de integración energética utilizados en
gasificación así como los diferentes rangos y valores termodinámicos de operación
para cada uno de los componentes que describen el ciclo en mención. En el ciclo,
se presentan también una serie de elementos tenidos en cuenta en la modelación.
Estos elementos se muestran en la Tabla 25.
Tabla 25: Elementos presentes en el ciclo de MCI.
ELEMENTO
4,1
6
NOMBRE
Syngas frío
Aire ambiente
MAGNITUDES Y/O VALORES ASIGNADOS
MAGNITUD
VALOR
UNIDAD
80 (variable)
°C
Temperatura
25
°C
Temperatura
112
7
Aire comprimido
8
9
Trabajo de compresor
Mezcla aire-syngas
Gases de combustión a
alta temperatura
Fracción de líquido
Trabajo de turbina
Gases de combustión
Intercambiador de calor
10
11
12
13
E-100
K-100
MIX-100
GBR-100
K-100
K-101
Energyout
RC
SET-1
MCI
Presión
Flujo másico
Temperatura
Presión
Potencia
Flujo másico
Temperatura
Flujo másico
Potencia
Temperatura
NA
NA
Flujo de calor
Relación de compresión
Relación de presión.
NA
NA
120
2000
342,3
1200
184,1
7775
752,4
kPa
kg/h
°C
kPa
kW
kg/h
°C
0
1085
370,9
NA
kg/h
kW
°C
NA
NA
NA
1533
10
Kw
Adimensional
1
Adimensional
Fuente: Elaboración propia.
Es necesario tener en cuenta en la simulación, que la relación de presión (SET-1)
es propia del ciclo Diésel, ya que el proceso de combustión y escape
respectivamente (2-3 y 4-1 Tabla 24) deben coincidir. Es decir los gases de escape
deben salir a las mismas condiciones en las que se inicia la compresión,
garantizado con una relación de presión (SET-1 = 1)
En la simulación del ciclo MCI se tuvo en cuenta que el compresor que simula el
proceso de compresión isoentrópica (análogo a la carrera de ascenso del pistón en
el motor real) tiene una relación de compresión la cual se debe ingresar al simulador
para describir completamente el proceso. Al revisar la bibliografía obtuvimos que la
relación de compresión para este elemento debe ser de 10 (Robles José 2006),
pero teniendo en cuenta que en la realidad las propiedades de los gases de
gasificación varían mucho dependiendo del proceso, tipo de gasificador y biomasa
utilizada no es posible encontrar un motor que funcione óptimamente con cualquier
syngas por lo que lo ideal es diseñar un motor que se adapte a las condiciones de
cada gas y así trabajar en la mayor eficiencia posible (Fonseca, 2003) por lo que el
valor de relación de compresión es propenso a cambios con la intención de poder
113
optimizar el proceso mediante un análisis de sensibilidad. De ahí se obtuvo que el
valor óptimo para la relación de compresión de 9, dado que este valor se convierte
en un punto de equilibrio entre la cantidad de aire a comprimir y la energía que
requiere dicho proceso.
Para efectos de análisis del ciclo, se determinaron tanto la eficiencia como el trabajo
neto producidos, en lo cual fue empleada la siguiente ecuación:
𝑊𝑛𝑒𝑡 = 𝑊𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 − 𝑊𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟
Ec (10)
Dónde W(x) es el valor del trabajo realizado o producido en los elementos x,
especificados en la Tabla 19.
El valor de la eficiencia, se halló empleando la siguiente ecuación:
𝐸𝐹 = (
𝑊𝑛𝑒𝑡
)
𝑃𝐶(1) ∗ 𝑚̇(1)
Ec (11)
Dónde:
EF es la eficiencia de la tecnología.
PC(1) es el poder calorífico medio de la cascarilla de arroz (Tabla 8).
ṁ (1) es el flujo másico de la cascarilla de arroz (Tabla 13).
Wnet es el trabajo que se produce en la tecnología.
Los resultados fueron tabulados en la tabla 26:
Tabla 26: Valores de eficiencia y trabajo neto producido en MCI
VARIABLE
Trabajo Neto Producido
Eficiencia Térmica
VALOR
827,00
13,08
UNIDAD
kW
%
Fuente: Elaboración propia.
En la figura 27, se muestra gráficamente la modelación de la integración al MCI, en
el software Hysys 7.2. .
Figura 27: Modelación del ciclo MCI en hysys 7.2.
114
Fuente: Elaboración Propia a partir del software Hysis
.
6.5. Análisis de sensibilidad de variables.
El análisis de sensibilidad tiene como objetivo principal, optimizar las condiciones o
variables determinantes en el proceso de gasificación integrada a motores de
combustión interna (GIMCI), con la idea de hacerlos lo más eficiente posibles al
menor costo.
Realizar este análisis tiene muchas implicaciones, como la necesidad de determinar
rangos razonables o aplicables en ámbitos reales para cada una de las variables,
teniendo en cuenta el costo a que se somete el proceso, esto es; lograr que la
tecnología aplicada sea eficiente enérgicamente y viable económicamente, sin
olvidar que para este caso en particular, se ha dejado claro que para efectos de la
simulación el proceso es ideal, por lo tanto el análisis debe estar sesgado a que la
eficiencia es definida por las condiciones termodinámicas desarrolladas en el
sistema, y que fue calculada en ítems anteriores.
115
De otra parte, el costo implica uso de nociones termoeconómicas como son la
exergía refiriéndose a la máxima energía que pueda convertirse en trabajo (energía
útil) del sistema, y el costo exergoeconómico asociado a esta energía.
Lo realmente importante, en términos de optimización en configuraciones térmicas,
está en el hecho de que el aumento o disminución del costo exergoeconómico entre
las salidas y entradas de un ciclo o sistema determina si la eficiencia y el trabajo
neto crecen o decrecen, así como el costo económico de la generación de energía.
Para la realización del análisis de sensibilidad de variables en el software HYSYS,
se llevaron a cabo una serie de pasos. En primera instancia se procedió a
determinar la exergía en cada línea de flujo con la ayuda del simulador, para lo cual
este usa la ecuación 7:
Para la cascarilla de arroz se puede suponer que su exergía es el poder calorífico
superior 17644 kJ/kg con humedad del 10% (Valverde & Sarria, 2007).
La Tabla 27 ilustra las exergías de cada línea de flujo especificando la sustancia
que circula por cada una de estas, los componentes de estas y las fracciones
molares de cada componente; estos parámetros son lo que utiliza el simulador para
estimar las propiedades de las sustancias utilizando las ecuaciones de ley de
mezclas (Tabla 16), con dichas propiedades se procede a calcular la exergía de
flujo por medio de la ecuación 7.
Tabla 27: Exergía específicas de cada línea y parámetros para su estimación en Hysys.
SUSTANCIA
COMPOSICION
Componente
Fracción
LINEA DE FLUJO
EXERGIA (KJ/Kg)
116
Cascarilla de arroz
Aire
Syngas
Syngas-aire
Gases de combustión
C
H
N
0,3985
0,0609
0,0047
1
17644
N
0,79
2
107,85
O
CH4
0,21
0,0002
6
44,7
N
0,4962
4
1328
CO2
CO
H
H2O
CH4
N
CO2
CO
H
H2O
O
0,1027
0,1314
0,1344
0,1351
0,0001
0,5636
0,0791
0,1013
0,1036
0,1041
0,0482
4.1
71,4
9
7,934*10E4
10
7,653*10E4
13
7513
N
0,5920
CO2
0,1327
H2O
0,1608
CO
H
0,0569
0,0575
Fuente: Elaboración propia a partir del sofware Hysys.
Paso seguido, se procedió a la determinación del costo exergoeconómico, teniendo
en cuenta los costos de materia prima y/o recursos, que para el caso se refieren a:
agua, aire, cascarilla y energía eléctrica.
Los costos de los recursos anteriormente mencionados se refieren en la Tabla 28.
Tabla 28: Costos de recursos de entrada en el proceso de GIMCI
RECURSO
Cascarilla de arroz
Aire
Agua
Energía eléctrica
COSTO ECONÓMICO
90
0
1
300
UNIDAD
$/kg
$/kg
$/kg
$/kW
Fuente: Elaboración propia
Teniendo entonces los valores de exergía y los costos asociados en cada línea, se
procede a determinar los costos exergoeconómicos, analizando cada uno de los
elementos que representan los equipos tanto en la entrada como en la salida del
proceso. De esta manera, se realiza un balance para hallar las pérdidas exergéticas
y su implicación económica (Tabla 27).
117
Tabla 29: Exergías y costos exergoeconómicos perdidos en los diferentes elementos del GIMCI.
EQUIPO
Gasificador
EXERGÍA DESTRUIDA
VALOR
UNIDAD
80,11
kW
COSTO EX. DESTRUIDO
VALOR
UNIDAD
0,0647
$/kJ
Compresor
1,25
kW
0,15
$/kJ
Quemador
69,18
kW
1,71E-05
$/kJ
Turbina gas
2,25
kW
9,02E-03
$/kJ
Intercambiador
67,26
kW
1,628
$/kJ
TOTAL
220,04
kW
1,85175105
$/kJ
Fuente: Elaboración propia.
La exergia destruida en el intercambiador esta lo más optimizada posible ya que
esta aumenta a medida que se disminuya la temperatura de salida del syngas del
mismo y esta temperatura está en el valor más alto permitido a la entrada del motor
(100 °C) temperaturas superiores a esta se afecta el material térmicamente y
además disminuiría notablemente la relación compresión disminuyendo así la
eficiencia del ciclo; calor este generado en el enfriamiento es usado para secar la
biomasa que entra a la planta de generación logrando así mejores resultados en el
proceso.
Luego, el software Hysys 7.2, sugiere utilizar la herramienta “Study Case” (Caso de
estudio), con la cual se logra disminuir el costo exergoeconómico total y aumentar
la eficiencia térmica del sistema, haciendo modificaciones de las variables de cada
modelación buscando los valores óptimos, lo cual implica el manejo de conceptos
varios sobre termodinámica, el conocimiento exhaustivo de la tecnología empleada
para la gasificación y las capacidades reales de los equipos por especificaciones
como:



Resistencias térmicas y de presiones de los materiales.
Relación aire-cascarilla.
Relación de compresión. Entre otros.
118
A continuación se detalla de cierta forma; la influencia de las variables mencionadas
en el valor del costo exergoeconómico de un sistema GIMCI (Figuras 28y 29).
Figura 28: Influencia de la relación aire-biomasa en el costo exergoeconómico de un sistema GIMCI.
Costo Exergoeconómico [$/kJ]
1,95
1,9
Cost.
Exergoeconómico
($/kJ)
1,85
1,8
1,75
1,7
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
Relación Aire-Biomasa
Fuente: Elaboración propia
Figura 29: Influencia de la temperatura de enfriamiento del syngas en el costo exergoeconómico de un
Costo Exergoeconómico
[$/kJ]
sistema GIMCI.
2,8
2,6
2,4
2,2
2
1,8
1,6
1,4
1,2
1
Costo exergoeconómico
($/kJ)
60
65
70
75
80
85
90
95
100
Temperatura [ºC]
Fuente: Elaboración propia
Las modificaciones anteriormente mencionadas, se llevan a cabo de forma
metódica y gradual, con variaciones razonables de las variables objetivo, de
acuerdo a la Tabla 30.
Tabla 30: Rango de variables para optimizar el sistema GIMCI.
119
MCI
RANGO MENOR
RANGO MAYOR
UNIDAD
TEMPERATURA GASIFICACION
800
1200
C
TEMPERATURA INTERCAMBIADOR
60
100
kPa
RC
6
15
Adimensional
AIRE-BIOMASA
2
5
Adimensional
VARIABLE
Fuente: Elaboración propia
El software realizó 5667 corridas evaluando las distintas combinaciones posibles, y
eliminando todas aquellas que no cumplieron las restricciones especificadas, luego
mediante sondeo; se identificaron los valores para los que se obtienen los valores
óptimos de eficiencia y costo exergoeconómico, lo cual puede evidenciarse en la
Tabla 31.
Tabla 31: Valores óptimos determinados en análisis de sensibilidad para el sistema GIMCI.
VARIABLE
VALOR
UNIDAD
Temperatura de gasificación
900
°C
Relación aire-biomasa
2,5
Adimensional
9
Adimensional
100
°C
1049,55
16,59
kW
%
Relación de Compresión
Temperatura de enfriamiento de syngas
Trabajo Neto Producido
Eficiencia Térmica
Fuente: Elaboración propia
Al aprovechar el calor de los gases de escape para el secado de la biomasa antes
de ingresar al gasificador, se obtienen mejoras en el proceso de generación
energética por gasificación acoplado a MCI, sin embargo la eficiencia global del
ciclo (Figura 34) posee el mismo valor sin utilizar el anterior pretratamiento bajo las
mismas condiciones (humedad, Presión, temperatura, flujo másico) tras un proceso
de secado previo e independiente al sistema de integración energética, debido a
que la eficiencia global depende del trabajo final extraído y de parámetros de
entrada de la cascarilla (poder calorífico, flujo másico, etc.). Si la cascarilla húmeda
entrase al gasificador parte del calor adicionado por este se dispondría a evaporizar
el agua, lo que terminaría reflejándose en la producción de un gas de malas
características lo que terminaría disminuyendo la capacidad de generación de la
planta.
120
De otra parte, se hizo también un análisis más puntual al enfrentar ciertas variables
con la eficiencia del sistema, de tal manera que permita dar un vistazo al
comportamiento de la misma (Figuras 30,31 y 32).
Figura 30: Eficiencia en función a la temperatura de gasificación.
Eficiencia vs Temp. Gasificación
16,65
Eficiencia
16,60
16,55
16,50
16,45
16,40
16,35
800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200
Fuente: Elaboración propia
Figura 31: Eficiencia en función de la temperatura de enfriamiento.
Eficiencia vs Temp. Enfriamiento
17,00
16,50
16,00
15,50
15,00
14,50
14,00
60
65
70
75
80
85
90
95
100
Fuente: Elaboración propia
Figura 32: Eficiencia en función a la relación aire-combustible.
121
Eficiencia vs R. Aire-Combustible
20
15
10
5
0
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
Fuente: Elaboración propia
6.6. Análisis De costos
Producir energía eléctrica en una planta de gasificación de biomasa; genera unos
costos en relación directa con la inversión anual, biomasa, operación y
mantenimiento de acuerdo a la siguiente ecuación (Cárdenas, 2006; Hamelin y
Faaij, 2001; Tijmensen et al. , 2002). Ver ecuación 13.
𝐶𝑃 =
𝐼𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙
𝐵𝑖𝑜𝑚𝑎𝑠𝑎 × Ƞ𝑡é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎
Ec (13)
Dónde:
CP: Costo de producción en pesos/KWh
Ianual: Costos totales anuales de inversión (pesos/año)
Biomasa: Demanda anual de biomasa en términos energéticos (KWh/año)
La inversión anual (Ianual), se calcula mediante un estudio ingenieril a escala,
estimándose un factor R a cada equipo empleado en la planta, un costo inicial, y
una capacidad de producción en MW (IIASA, 2005). Se escala entonces un costo
a cualquier otro tamaño de planta como se muestra en la ecuación 14:
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝐴
𝑇𝑎𝑚𝑎ñ𝑜𝐴
⁄𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 = (
⁄𝑇𝑎𝑚𝑎ñ𝑜 )
𝐵
𝐵
𝑅
Ec (14)
Dónde:
CostoA : Costo del nuevo equipo
CostoB: Costo del equipo que se encuentra en la literatura
122
TamañoA : Capacidad del equipo o planta calculada
TamañoB: Capacidad del equipo o planta que se encuentra en la literatura
R: Factor de escala
Al ser calculada la inversión total de la planta, se calculan las anualidades,
dependientes de la vida técnica, económica y tasa de interés, que para efectos de
este trabajo; se tomaron de referencia una tasa de interés del 10%, una vida
económica de 5 años y una vida técnica de 8 años para motores de combustión
interna. Ver ecuación 15.
I=
IR
1−
1
(1 + IR)te
× It × (1 −
1
tt − te
×
)
(1 + IR)te
tt
Ec (15)
Donde:
I: Inversión anual
It: Inversión total
IR: Tasa de interés
te: Tiempo de vida económica
tt: Tiempo de vida técnica
La Tabla 32, detalla los costos de los equipos, incluyendo gastos de instalación,
equipos auxiliares, mano de obra, costos de ingeniería, contingencias, entre otros.
Estos costos fueron obtenidos por medio de la teoría económica de escala, los
valores económicos (costos y factor de escala) fueron extraídos del estudio
Economies of Scale in Biomass Gasification Systems (IIASA, 2005) para un tamaño
de referencia de 430 MW de generación.
Tabla 32: Costos de equipo y operación.
123
Equipo/Operación
Pre tratamiento
BCL
Tar cracker
Ciclones
Int. De Calor
Filtro de mangas
Lavadora de gases
Compresor
Generación de potencia
Costos totales de instalación
Costos totales de instalación (It)
Costos anuales de Inversión (I)
Demanda de Cascarilla Ton/h
Demanda de Cascarilla anual
(GJ/Año)
Costos anuales de O&M (COP) 4% It
Costos
$ MCOP
$ MCOP
$ MCOP
$ MCOP
$ MCOP
$ MCOP
$ MCOP
$ MCOP
$ MCOP
$ MCOP
$COP
COP/año
Factor
de
escala
0,791
0,651
0,701
0,701
0,601
0,651
0,701
0,851
0,701
441,78
817,23
183,85
135,47
406,40
111,14
135,47
136,26
275,77
2643,37
2.643.366.835,62
598.187.255,72
0,78
26.120,93
105.734.673,42
Costos de Biomasa 3070 COP/GJ^3
Horas/año de Generación
Costos total anual $ COP/año
Potencia total instalada MW
Eficiencia
Costo de producción de Electricidad
Costo de producción ($COP/KWh)
MCI
COP/GJ
80.191.255,81
2496
784.113.184,95
0,1659
16,59
180.943,81
633,30
Fuente: (IIASA, 2005) y Elaboración propia
De acuerdo con la economía de escala implementada, teniendo en cuenta la
información mostrada en la Tabla 30; es posible hallar costos de equipos y
componentes de otras capacidades, para así sumar el valor de todos ellos y obtener
la nueva inversión total.
En la Figura 35 se ilustran los costos de producción con respecto a los tamaños de
la planta.
Figura 33: Costos de producción para diferentes tamaños de planta MCI.
124
Costo de producción [COP/KWh]
900
800
700
600
Costos de
produccion pesos
500
400
300
0
2
4
6
Tamaño de planta [MWe]
Fuente: Elaboración propia
En la Figura 33, se observa que en los motores de combustión interna (MCI), a una
capacidad de 2 MW, el costo es más elevado al ser comparado con el kWh
manejado en el comercio del departamento de Córdoba (aproximadamente de
$COP 316.70). Incluso, cuando se emplean potencias instaladas de 4 MW térmicos,
el costo supera los 520 $COP por Kilovatio producido, incremento excesivo cuando
los tamaños de la planta disminuyen y se hacen constantes para grandes tamaños,
haciéndolo poco rentable. Se debe destacar, que la tecnología incluye dispositivos
para el cuidado del medio ambiente como ciclones, entre otros. Ahora bien, al
puntualizar los costos de cada Kilovatio efectivo instalado según el tamaño de la
planta, figura 34.
Figura 34: Costos de potencia instalada para diferentes tamaños de planta MCI
125
Costos [COP/KWe]
21.000.000
19.000.000
17.000.000
$COP/Kwe
Pot Instalada
15.000.000
13.000.000
11.000.000
9.000.000
0
2
4
6
Tamaño de planta [MWe]
Fuente: Elaboración propia
Se observan valores de potencia instalada en una planta de 2 MWt, alrededor de
los 13.000.000 COP/KWe para un MCI. Haciendo la salvedad de que en la
actualidad, los costos de potencia instalada efectiva en los sistemas de gasificación
de
biomasa
con fines
de
generación
de
energía
eléctrica, están
en
aproximadamente los 1200 USD/KWe (2.160.000 COP/KWe). (Chuangzhi, Xiuli,
Longlong, Zhaoqiu, & Hanping, 2008)
Por otro lado, para hacer la ilustración más puntual, se realizó una distribución de
los costos de producción en costos de inversión, de biomasa y de operación y
mantenimiento (Figura 35).
Figura 35. Distribución de los Costos de producción para diferentes tamaños de la planta MCI
Costo de producción
[COP/KWh]
1000
Costo de inversión
800
Costo de Biomasa
Costo por O&M
600
400
200
0
0,4 0,5 0,6 0,7 1
2
3
4
Tamaño de planta [MWe]
5
6
Fuente: Elaboración propia
126
Se visualiza entonces, que los mayores gastos se deben a inversión, sin embargo,
es notable que el tamaño de la planta es proporcionalmente inverso a dichas
inversiones. Los costos de operación y mantenimiento por su parte, tienen el mismo
comportamiento, y para el caso de los costos de biomasa tienden a permanecer
constantes indiscriminadamente para los distintos tamaños de planta.
Para este análisis, es importante conocer la influencia que tienen los factores al
incrementarse o reducirse, como para el caso del número de horas de operación
de la planta o del costo de la biomasa, lo cual se puede evidenciar en la Tabla 33.
Tabla 33: Variables que influyen en el análisis económico del MCI.
Descripción
Costo de Biomasa COP/GJ
Eficiencia de la planta
Valor de Ref.
3070,00
Valor Máximo
Valor Mínimo
1800,00
7200,00
0,16
0,10
0,25
2496,00
2000,00
5000,00
Costos de Inversión
-20%
20%
Costos de O&M
-20%
20%
Horas año de operación
Fuente: Elaboración propia
Se debe tener en cuenta también que existen costos por transporte de biomasa
pero la bibliografía recomienda distribuir estos, entre costos O&M y los costos de
inversión anual (IIASA, 2005) ya que los costos de transporte deben estar incluidos
en inversión anual y los costos de insumos requeridos para el transporte estan
cobijados por los costos O&M (ver anexo A1).
6.7 Impacto de eficiencia, horas de operación,inversion por instalacion,
reduccion de inversion en los costos de produccion
Impacto de la eficiencia en los costos de producción.
La eficiencia global de la planta GIMCI obtenida mediante la simulación en el
software Hysys 7.2 fueron del 16.48 %. Un aumento o reducción de estos valores
influye directamente en los costos de producción del KWh generado en esta planta.
Para un vistazo más específico, se adicionan dos líneas de variables en la Figura
38, que describen los costos de producción para diferentes tamaños de plantas.
Estas dos curvas están basadas en un cambio de la eficiencia en el sistema de
127
integración GIMCI, para lo cual se tomó como máximo un valor de 25% y un mínimo
del 10%.
Costo de producción [COP/KWh]
Figura 36: Efecto de la eficiencia en el costo del KWh en la planta MCI
1.200
1.100
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
Eficiencia de
Referencia
12%
30%
0
1
2
3
4
5
6
Tamaño de planta [MWe]
Fuente: Elaboración propia
Se observa entonces, que cuando la eficiencia aumenta hasta el 25 %; los costos
de producción del KWh disminuyen aproximadamente un 40 %, y al momento de
disminuir la
eficiencia
al 10
%;
los
costos
de
producción
aumentan
aproximadamente un 60 %.
Impacto de las horas de operación en los costos de producción.
Las horas de operación también ejercen una influencia en los costos de la misma,
así como de la energía eléctrica producida, lo cual puede observarse en la Figura
37.
Costo de producción
[COP/KWh]
Figura 37: Impacto de las horas de operación anual en los costos de producción del KWh en la planta MCI.
950
Valor ref. horas de
operación
2000 horas de operación
750
550
5000 horas de operación
350
150
0
2
4
Tamaño de planta [MWe]
6
Fuente: Elaboración propia
128
Con el mismo rango de horas de operación para una planta MCI (ver figura 37), los
nuevos costos de producción de energía eléctrica oscilan entre un 20% de más y
un 20% de menos que en los de referencia al disminuir o aumentar las horas de
operación al año respectivamente.
Del anterior análisis se observa que las horas de operación juegan un papel muy
importante en la disminución significativa de los costos de producción, debido a que
éstas intervienen directamente en el consumo anual de energía, variable
fundamental del cálculo de los costos de producción, como lo describe la figura 37.
Impacto de la inversión por instalación en los costos de producción
En la
Figura
38 se ilustra la reducción en los costos de inversión de alrededor del 20%,
contribuyendo significativamente en una variación de los costos de producción
energética. Se escogió un valor del 20% debido a que de acuerdo a la literatura, las
estimaciones de los costos por economía de escala difieren del valor real en un
20% máximo(IIASA, 2005).
Figura 38. Efecto de los costos de inversión por instalación en los costos de producción de KWh en MCI.
Costo de producción [COP/KWh]
1.000
900
Valor de ref.
$/KWe
800
700
Incremento 20%
inversión
600
500
Reducción 20%
Inversión
400
300
0
2
4
6
Tamaño de planta [MWe]
Fuente: Elaboración propia
129
En la figura 38 se puede observar que al incrementar la inversión en un 20% los
costos de producción muestran un aumento aproximado del 20% con respecto al
valor de referencia para un mismo tamaño de planta y por otro lado, al reducir la
inversión en la misma proporción; los costos de producción muestran una
disminución en igual valor de 20%, para un mismo tamaño de planta. Este estudio
es importante ya que se pueden considerar posibles fluctuaciones en el valor de la
inversión debido a variaciones en los costos de los equipos, servicios, entre otros.
Impacto de la reducción de inversión y horas de operación en los costos de
producción.
En última instancia, se realizó una variación simultánea en el costo de inversión
total por instalación y las horas de operación, con la intención de identificar y un
incremento de las horas de operación a 8000h/año con el fin de identificar las
características óptimas para para la implementación de la tecnología más eficiente
(Figura 39).
Costo de producción [COP/KWh]
Figura 39. Efecto de los costos de inversión por instalación y horas de operación en los costos de producción
de KWh en la planta MCI.
850
Valor de ref. horas de
operación
750
650
550
5000 horas de
operación y 20%
reducción de
inversión
450
350
250
150
0
2
4
6
Tamaño de planta [MWe]
3000 horas de
operación y 20%
reducción en
inversión
Fuente: Elaboración propia
Los resultados en los costos de producción se sitúan en valores por encima del
valor de referencia al igual que en la tecnología anterior, sin embargo sigue siendo
menos eficiente que la misma.
130
131
7. CONCLUSIONES
El pronóstico de producción de cascarilla de arroz en el departamento de Córdoba
para el periodo comprendido entre 2012-2020 muestra que hay disponibilidad de
este tipo de recurso energético para la implementación de un sistema de
gasificación de biomasa integrado a MCI.
El modelo matemático suavizamiento exponencial simple permitió establecer la
variación futura de producción de arroz, dando una atenuación a los valores de
serie de tiempo, obteniendo promedios de forma exponencial, asignando mayor
valor a las ponderaciones de producciones más recientes y menor a las más
antiguas. Esta ponderación acerco una tendencia lineal, arrojando un valor cercano
a las 70.000 ton/año de arroz paddy (arroz con cascarilla). Estimando una
capacidad máxima de producción de cascarilla de arroz en 14700 ton/año
focalizada en el departamento de Córdoba, debido a que por cada 1000 kg que
entran al proceso productivo, 210 serán residuos de cascarilla (21%).
El flujo de masa de cascarilla de arroz a gasificar, corresponde a 1675 kg/h de
acuerdo con la capacidad máxima de producción. Esta es una variable de entrada
muy importante para el sistema de integración energética ya que establece un valor
constante de flujo, con un potencial energético disponible, que aplicaría para
cualquier tecnología de generación energética a partir de la biomasa residual de
cascarilla de arroz en el departamento.
El sistema de gasificación de cascarilla de arroz integrada a MCI, en el
departamento de Córdoba fue modelado y simulado en el software Aspen Hysys.
Los datos de entradas fueron obtenidos mediante consulta a empresas de la región,
expertos e información encontrada en la literatura así como el análisis próximo y
valores
de
rangos
de
operación, corresponden a
algunas
propiedades
termoquímicas ingresadas al simulador, fundamentales para la reacción de
gasificación y la determinación de las exergías específicas para cada línea de flujo
en la modelación y posterior simulación del sistema de integración energética.
132
El sistema de integración energética modelado, se compone de dos subsistemas
esenciales de acuerdo con el ATF, siendo estos: el sistema de gasificación y el de
la tecnología de generación de potencia MCI.
Para el modelo del sistema de gasificación, se Eligió un Gasificador de corriente
descendente o tiro invertido (downdraft) debido a la aplicación en generación a baja
y mediana escala energética, requiriendo de un recuperador de calor.
Para el modelo
de la tecnología de generación de potencia; se seleccionó la
conformada por un MCI debido a la capacidad de acoplamiento con el proceso de
gasificación, los antecedentes de aplicación y los bajos costos de instalación,
siendo versátil con menos componentes, operando a baja y mediana escala en un
promedio de los 500 y 1000 kw de generación, ideal para autogeneración en zonas
no interconectadas y de baja demanda eléctrica, como las arroceras que se
encargan del trillado del grano y que buscan mitigar el impacto ambiental causado
por la quema de la cascarilla y posterior emisión de dióxido de carbono a la
atmosfera.
La tecnología de integración energética implementada, está compuesta por un MCI
alternativo de ciclo Diésel para GG, lo cual permitió establecer el modelo, ya que
los procesos termodinámicos del ciclo de potencia son los componentes que rigen
la simulación, siendo considerados varios elementos, que describen el mismo
proceso termodinámico que se sigue en el ciclo estándar del motor.
La bibliografía permitió definir variables de entrada de gran importancia como lo son
temperatura de gasificación, relación aire biomasa, temperatura de enfriamiento
antes de entrar al MCI, entre otras.
Los balances de materia y energía se llevaron a cabo y los datos de salida para
estos flujos, fueron utilizados para optimizar los sistemas mediante análisis de
sensibilidad, tomando como referencia variables importantes como temperatura de
gasificación y la relación aire equivalente. Siendo los datos finales utilizados para
el estudio económico.
El acoplamiento del sistema de gasificación con la tecnología de generación
energética MCI permitió obtener variables de salida con valores de 827.00 KW de
generación, con una eficiencia térmica de 13,08%, contabilizando un valor total de
133
exergía destruida en el sistema energético de 220.04 KW que equivalen a un costo
exergoeconómico total de $1.86 COP por cada KJ de exergía total destruida. Se
recuerda que esta es la suma de todas la exergía destruidas en cada equipo que
compone el sistema.
El análisis de sensibilidad de variables implementado permitió optimizar la
generación al menor costo posible. Buscando maximizar la eficiencia y el trabajo
neto, reduciendo la exergía que se destruye en todo el proceso, con valores óptimos
que definen la capacidad de la planta.
Al comparar las variables de entrada con las de salida, con variaciones razonables
en los rangos o intervalos para la temperatura de gasificación, temperatura del
intercambiador, relación de compresión, y relación aire-biomasa. el software realizo
múltiples combinaciones posibles dentro de las restricciones dadas, obteniendo
valores óptimos de eficiencia y trabajo neto, de 16,6% y 1050kw respectivamente.
La optimización del costo exergoeconómico total es de $1.40 COP por cada kJ de
exergía destruida.
Mediante estos valores se pudo verificar la optimización no solo de eficiencia y
generación, sino también de las variables objetivo, siendo estos parámetros,
esenciales en el diseño y puesta en marcha de la planta. Por ejemplo: inicialmente
el modelo permitió establecer intervalos de relación aire Biomasa, así como de la
temperatura
de
enfriamiento
del Syngas, estableciendo
el menor
costo
exergoeconómico para cada valor, obteniendo el valor más óptimo en cuanto a
eficiencia y costo. Para la relación aire Biomasa corresponde el valor óptimo de 2.0
con el más bajo costo exergoeconómico de $1.75 COP por cada KJ de exergía y
para la temperatura de enfriamiento del Syngas se tiene un valor óptimo de 100 °C
con el menor costo exergoeconómico de $1.4 COP por cada KJ de exergía.
La optimización ocurre en intervalos limitados debido a las condiciones de
operación y diseño de los equipos, permitiendo establecer valores óptimos de
operación y eficiencia para todas las variables de entrada y de salida. Al enfrentar
algunas variables de entrada contra la eficiencia del sistema energético se puede
constatar el comportamiento de esta como lo demuestra el aumento de la
temperatura de gasificación después de los 900 °C, se puede ver como la eficiencia
134
decae a partir de máximo punto 16.6%, así mismo pasa con la temperatura de
enfriamiento del Syngas para la cual, la eficiencia empieza a disminuir después de
los 100 °C, y por último la relación aire Biomasa para la cual se registra una
disminución de la eficiencia luego del aumento de dicha relación partiendo de la
máxima relación aire-biomasa de 2.5 con respecto a la máxima eficiencia del
sistema energético.
El análisis económico de la tecnología, implico el cálculo de los costos exergeticos,
para cada uno de los elementos a utilizar en el montaje y operación de la tecnología
evaluada, así como los diferentes factores de economía de escala, asociados
directamente al tamaño de la planta. El recurso bibliográfico utilizado para esta fase,
fue el catalogo Economies of Scale in Biomass Gasification Systems del instituto
austriaco
IIASA (International Institute for Applied Systems Analysis), el cual
presenta los costos, factores de escala, y capacidad de producción específicos de
la tecnología evaluada, para un tamaño de planta de 430 MW. Para lo cual el
modelo de economía de escala permite extrapolar a un tamaño de planta de 1 MW,
capacidad aproximada que arrojo la simulación después del análisis de
sensibilidad. Con esto se obtienen costos escalables a cualquier otro tamaño de
planta, con miras a observar la tendencia, la cual arroja una disminución de costos
de producción a medida que se aumenta el tamaño de la planta, tendiendo a ser
constantes para grandes tamaños de planta.
El costo comercial del KWh que se maneja en el departamento de Córdoba es de
$ COP 316.70 y para la tecnología evaluada en la capacidad de 1 MW el costo de
producción superaría los $ COP 600 por KW producido. Las tecnologías
alternativas de generación energética tienden a tener altos costos de generación a
medida que se limite su escala, pero un gran impacto social y económico en las
regiones de implementación ya que esta suelen ser aisladas y con pocas
posibilidades de autogeneración.
Con el fin de optimizar el costo de producción de KWh de la planta se evaluó dicho
costo en los rangos de valores definidos para las variables que afectan el costo de
producción de la planta.
135
Se Realizó una distribución de costos para ilustrar más clara y puntualmente el
costo de inversión, de biomasa, operación y mantenimiento. Para lo cual se deduce:

El costo de inversión también disminuye en gran medida al aumentar el
tamaño de la planta.

El costo de la biomasa parece ser independiente del tamaño de la planta.

El costo de operación y mantenimiento disminuye también a medida que la
planta aumenta pero en menor grado que el costo de inversión.

Los costos más altos que se obtienen son la inversión.
Al aumentar la eficiencia de la planta se logra una gran disminución de costos para
cualquier tamaño de planta. Visualizando que al aumentar la eficiencia hasta un
valor máximo del 25% los costos de producción del KWh disminuyeron
aproximadamente un 40% y al disminuirla hasta su valor mínimo de 10% los costos
aumentaron aproximadamente en un 60%.
Si se aumentan las horas de operación en la planta se logra una disminución del
costo de producción, debido a que; al variar las horas de funcionamiento anual entre
2000 y 5000 horas-año, aumentando o disminuyendo las horas de trabajo diarias,
los nuevos costos de producción de energía oscilan entre un 20% de más y un 20%
de menos que en las 2490 horas-año de operación normal de la planta. De esta
manera de observa que las horas de operación ejercen una influencia importante
en la disminución significativa de los costos de producción ya que intervienen en el
consumo anual de energía.
La distribución de costos mostro que los valores más altos se presentaban en el
costo de inversión por lo que se pretendió optimizar el costo de producción al variar
este valor en los rangos definidos para esta variable, notando que al aumentar la
inversión
en
un
20%
los
costos
de
producción
tienden
a
aumentar
aproximadamente en un 20% con respecto a los resultados obtenidos con el valor
de referencia y al reducir la inversión en la misma proporción los costos de
producción disminuyen de igual manera en un 20%.
La reducción de costos más notable se presentó cuando se confrontaron las
variables de costos de inversión y horas de operación para valores de 5000 horas
y 20% de reducción del costo de inversión.
136
La tecnología de generación energética evaluada es un aporte metodológico a la
evaluación termoeconómica, ideal para definir viabilidad de futuros proyectos
energéticos de este tipo,
contribuyendo a una solución viable de zonas que
busquen la autogeneración en el departamento de Córdoba.
La simulación de ciclos de potencia, utilizando Aspen Hysys en sistemas de
generación energética con parámetros de operación reales, permitió obtener
resultados confiables que sirven como precedente para la apropiación social del
conocimiento y el desarrollo de investigaciones futuras en esta área.
El análisis termoeconómico realizado, permitió establecer parámetros de viabilidad
con soporte técnico e ingenieril para futuros proyectos energéticos que pueden
formar parte de un documento CONPES, para luego materializarlos con ayuda del
sector privado y público si se piensa en una escala de generación mayor que supere
los 16 MW de generación que estipula la CREG para ser comercializados en la red
eléctrica nacional.
8. RECOMENDACIONES
Es recomendable, como proyecto futuro el diseño de la planta con los elementos
reales que la conforman; para ello se puede tomar como base los resultados de las
características obtenidas en el presente trabajo para el diseño, calculo,
dimensionamiento y selección de los elementos reales.
137
Para
aumentar la capacidad de generación de la planta, se podrían incluir
producciones de cascarilla de arroz producida en departamentos aledaños como
Sucre.
Es necesario simular otras tecnologías de gasificación para generación de potencia
que aprovechen biomasa residual sin poner en juego la seguridad alimentaria de la
región, permitiendo establecer potenciales energéticos regionales aprovechando al
máximo el agro del país.
Realizar un estudio de gasificación con diferentes tipos de biomasa residual y
mezclas de estas con el fin de obtener gas pobre con mejores propiedades para su
aprovechamiento energético.
Considerar en el modelo de Aspen Hysys un reactor Ryield el cual descompone el
combustible en sus constituyentes elementales, basado en el análisis próximo,
utilizando parámetros reales de acuerdo a un estudio cinético de reacciones.
Permitir que el proceso de limpieza sea lo más real posible, para esto se deben
utilizar paralelamente los diferentes bloques que realizan este tipo de proceso en el
sofware, como son: Ciclones, Filtros y Separadores de Impurezas.
Continuar con el proceso de optimización del sistema para lograr mejores
composiciones del gas pobre, poder calorífico y eficiencia global.
Realizar un diseño de un MCI alternativo que funcione con gas de gasificación en
base a los parámetros óptimos obtenidos.
9. ANEXOS
A. UBICACIÓN Y COSTOS DE TRANSPORTES DE LA PLANTA
Para la determinación de los costos de transporte es necesario conocer la ubicación
de la planta para identificar las rutas desde el lugar de partida a el lugar de llegada,
para dicha ubicación es necesario tener en cuenta una serie de disponibilidad de
138
recursos y servicios de suma importancia para el funcionamiento de esta (espacio
físico, disponibilidad de vías, disponibilidad de materia prima etc.) esta actividad es
de suma importancia para el desarrollo y estabilidad en el tiempo del sistema de
generación, ya que una reubicación de dicha planta representaría grandes costos
de inversión en infraestructura que pondría en riesgo el éxito futuro de la empresa.
Es importante también que el lugar donde se ubique la planta sea accesible para
un transporte rápido y económico de materia prima. Para ello es necesario tener en
cuenta la cantidad de materia prima a transportar ya que los costos dependen de
esta y de la distancia. Con el fin de determinar la ubicación óptima de la planta se
identifican los principales municipios productores de arroz en el departamento de
Córdoba; en la tabla A1 se ilustran los municipios considerados así como su
producción de arroz y las arroceras con las que cuentan dichos municipios.
Tabla A1: municipios, producción de arroz y arroceras disponibles
MUNICIPIOS
PRODUCCION DE
ARROZ (TON)
ARROCERAS
139
ALMAGRANEL.
COMERCIALIZADORA.
INTERNACIONAL DE FIBRAS Y
GRANOS.
COMPAÑÍA AGROINDUSTRIAL DE
CERETE.
ECOMEDIOS CERETE.
2100,06
CERETE
ARROCERA MONTERIA.
COLOMBIANA DE ARROZ- MOLINO
Y PLANTA DE SECAMIENTO.
COMERCIALIZADORA JOTA-3
COMERCIALIZADORA.
LA
MAZORCA LB.
INCOARROZ.
PRACO.
ARROCERA SAHAGUN.
INDUSTRIA ARROCERA
ARROPALMIRA.
ARROCERA EL NINO.
ARROCERA SAN JOSE.
ARROZ 3 ESTRELLAS.
16958,07
MONTERIA
6416,12
SAHAGUN
SAN BERNARDO DEL VIENTO
1405,92
MONTELIBANO
4437,5
ARROZ LA INDIA.
Fuente: (Cámara de Comercio de Montería, 2014)
Ya teniendo definidos los municipios productores de arroz procedemos a estimar la
ubicación optima de la planta para lo que se debe tener en cuenta la ubicación de
dichos municipios y la cantidad de cascarilla de arroz que estos generan, a
continuación en la tabla A2 se ilustra la cantidad de cascarilla de arroz generada en
los lugares considerados así como su ubicación mediante un sistema de
posicionamiento en grados decimales.
Tabla A2: municipios, producción de arroz y arroceras disponibles
MUNICIPIO
CERETE
MONTERIA
PRODUCCION DE CASCARILLA DE
ARROZ (TON)
UBICACIÓN
LATITUD
LONGITUD
441,0126
8.888785
3561,1947
8.750983
-75.789633
75.8785348
-75.446001
SAHAGUN
1347,3852
8.950643
SAN BERNARDO DEL
295,2432
9.350252
-75.954659
VIENTO
MONTELIBANO
931,875
7.97680300 -75.417209
Fuente: Adaptado de (Cámara de Comercio de Montería, 2014 y Google Maps)
Para estimar la localización óptima de la planta se utiliza una analogía del modelo
de centro de masa el cual calcula un promedio en peso para cada eje coordenado
140
garantizando así mayor cercanía hacia los municipios con mayor generación de
cascarilla de arroz utilizando para ello las siguientes ecuaciones:
̅̅̅̅
𝐿𝐴 =
∑𝑛
𝑖=1(𝑃𝑖 ∗𝐿𝐴𝑖 )
̅̅̅̅
𝐿𝑂 =
∑𝑛
𝑖=1(𝑃𝑖 ∗𝐿𝑂𝑖 )
∑𝑛
𝑖=1 𝑃𝑖
∑𝑛
𝑖=1 𝑃𝑖
Dónde:
̅̅̅̅: Latitud del lugar de ubicación de la planta en grados decimales.
𝐿𝐴
̅̅̅̅: Longitud del lugar de ubicación de la planta en grados decimales.
𝐿𝑂
𝐿𝐴𝑖 : Latitud del municipio 𝑖.
𝐿𝑂𝑖 : Longitud del municipio 𝑖.
𝑃𝑖: Producción de cascarilla de arroz del municipio 𝑖.
Con base a la información de la tabla A2 y utilizando las ecuaciones 1 y 2 se estimó
el lugar optimo con base a la generación de cascarilla de arroz de los municipios
considerados; a continuación la tabla A3 muestra los resultados obtenidos para la
ubicación de la planta.
Tabla A3: coordenadas del lugar de ubicación de la planta.
MUNICIPIO
San Carlos – Córdoba
UBICACIÓN
LATITUD
LONGITUD
8.71833483395827
-75.7220098547790
Fuente: Elaboración propia
A continuación la figura A1 muestra los diferentes acercamientos de la ubicación
estimada en una imagen satelital.
Figura A1: Ubicación de la planta de generación .
141
Fuente: tomado de Google Maps
El lugar estimado para la ubicación debe también contar con vías de acceso para
poder garantizar el transporte de la materia prima al lugar de la planta, además de
esto se deben estipular las rutas adecuadas y óptimas para el transporte de la
materia prima; el análisis descrito anteriormente se realizó con la ayuda
de la
142
aplicación en línea ArcGIS, el cual permite establecer lugares de partida y de
destino e indica la mejor ruta para transportarse de un lugar al otro.
La figura A2 muestra la ubicación de los municipios productores de arroz
considerados, así como el lugar calculado para la ubicación de la planta, este
cuenta con vías de acceso por lo que es viable ubicar la planta en dicho lugar,
además la figura también indica la ruta más adecuada para el transporte de la
materia prima.
Figura A2: Lugar de ubicación de la planta de generación y ruta acceso adecuada.
Fuente: Elaboración propia a partir de ArcGIS
Los costos de transporte se consultaron en fuentes primarias, obteniendo así el
costo de transporte por tonelada de cada uno de los municipios considerados hasta
el lugar de ubicación de la planta; los costos de trasporte totales son distribuidos
entre los costos de operación e inversión anual de la planta según lo recomienda
International Institute for Applied Systems Analysis (IIASA). La ubicación de la
143
planta por el modelo de centro de masa garantiza que las cantidades de cascarilla
recorran una distancia pequeña en su transporte, lo cual junto con la disponibilidad
de las vías garantiza la optimización de los costos de transporte. A continuación en
la tabla A4 se ilustran los costos de transporte de cascarilla de arroz desde cada
uno de los municipios considerados.
Tabla A4: Costos de transporte desde los municipios considerados.
COSTO DE TRANSPORTE
POR TONELADA(COP/TON)
MUNICIPIO
CERETE
40250
MONTERIA
86000
SAHAGUN
142800
SAN BERNARDO DEL
193611
VIENTO
MONTELIBANO
345833
COSTOS TOTALES DE TRANSPORTE(COP)
Fuente: Asociación de transportadores de carga del
COSTOS DE
TRANSPORTE (COP)
17750757,15
306262744,2
192406606,6
57162364
322273437,5
878105152,3
Sinú COTRALSINU.
Estos costos de transporte son calculados usando las rutas de la figura A2 es
posible en un futuro minimizar los costos de transporte mediante la utilización de
vías alternas pero estas en la actualidad se encuentran en muy mal estado, seria
de mucha ayuda encontrar un modelo que permita estimar la ubicación de la planta
que tenga en cuenta los parámetros de costo de transporte y la distancia recorrida
por carretera que según la bibliografía consultada no sea desarrollado un modelo
con estas características.
B. PLAN DE MANEJO AMBIENTAL
La energía constituye un insumo clave y básico para el desarrollo de cualquier
comunidad, sin embargo, se refiere también a aspectos como: uso y abuso, fuentes
de abastecimiento, contaminación, entre otros.
Este proyecto basa su responsabilidad ambiental en una nueva forma de
generación energética, una que marca una pauta de aprovechamiento que no
represente una pérdida para el ambiente, sino todo lo contrario a ello. Crear una
industria que
a
la
vez contribuya al mejoramiento
de
la
problemática
144
medioambiental relacionada con el uso de energías no renovables y el
aprovechamiento de residuos y efluentes para la producción de energía,
transformando así un problema grave de contaminación en un recurso provechoso
y limpio, lo que se conoce como biomasa.
Mas, hablar de industria, de conversiones, de transformaciones, es también hablar
de generación de residuos, muy a pesar de que en este caso sea específicamente
de una vía amigable con el medio ambiente, pues, es indudable la presencia de
residuos en todos sus estados físicos (sólidos, líquidos y gaseosos) y todo lo que
esto acarrea en la sociedad, tanto su presencia, como los productos de su
descomposición o los gastos generados por su disposición adecuada.
Mencionar un plan de manejo ambiental para este proyecto incurriría en hacer uno
a partir de otro, pero eso haría aún más importante el legado de un trabajo como
este, pues nace de una acción que requiere prevención, mitigación, control,
compensación y/o corrección, como es la utilización de energías no renovables,
para finalizar con unas nuevas acciones para seguir mejorando el desarrollo de este
proyecto.
Lo interesante de la biomasa, es que se trata de una fuente renovable de energía
y por lo tanto su uso no contribuye a acelerar el calentamiento global, y mucho
menos a las emanaciones que provocan “lluvia ácida”, entre otras cosas.
Si bien es cierto, la conversión de residuos agrícolas para la generación de energía,
reduce significativamente los problemas que acarrean el manejo de los residuos, la
contaminación del agua y la erosión de los suelos y que por el contrario favorecen
el mantenimiento de la biodiversidad; se darán en este plan, una serie de
recomendaciones que harían de este proyecto un tanto más interesante. Se tendrán
en cuenta una serie de puntos que en general tienen que ver con el funcionamiento
de la planta como tal y de la entrega del producto.
145
En principio, deben analizarse en detalle cada una de las actividades que se
desarrollan a nivel global en la planta como tal, ya que la implantación y puesta en
marcha de una instalación industrial como la referida en este proyecto, siempre
origina una serie de cambios y modificaciones notables en el medio ambiente
próximo a ellas, denominados impactos ambientales, comprendiendo diversos
aspectos desde la contaminación atmosférica, contaminación por residuos sólidos,
de aguas, de ruido, entre otros, así:



Recepción y entrada del material biomásico (cascarilla de arroz).
Procesamiento de la materia prima
Finalización del proceso
Sin embargo, también es indispensable tener en cuenta ciertos aspectos que no
están del todo relacionados con el procesamiento del material, pero que tienen que
ver con el emplazamiento literal de la planta. De este modo, hablamos de
condiciones externas que marcan diferencia como es el caso de las condiciones
sociales (cultura, economía, medios vitales), vías de acceso a la planta, usos de las
tierras aledañas, entre otras.
Este plan de manejo, aplicará su desarrollo en un contenido dispuesto de la
siguiente manera:
PROGAMAS:
-
Objetivo
Metas relacionadas
Impactos a prevenir o mitigar
Responsable del seguimiento y monitoreo
Plan de acción
Cronograma
PROGRAMA 1.
SOCIALIZACION Y PARTICIPACION COMUNITARIA
146
OBJETIVO AMBIENTAL
Entregar la información necesaria a la comunidad sobre el proyecto, dando una
descripción general del mismo, que incluya estudios previos, diseños y
construcción, recalcando el papel que cumplen todos ellos dentro de este y la
importancia de su participación para el correcto desarrollo.
METAS RELACIONADAS
Crear un vínculo sociedad-proyecto, que consolide un buen funcionamiento
y buenas prácticas de procesamiento, con libertades que traen consigo;
confiabilidad.
Eliminar alguna afectación posible a la zona y a la comunidad.
Generar empleos directos e indirectos en la zona impactada por la presencia
del proyecto.
Optimizar las labores generales de procesos referidos intenta y
externamente al proyecto, alimentando esto con el sentido de pertenencia de los
trabajadores.
IMPACTOS A PREVENIR O MITIGAR
-
Rechazo inminente de la comunidad
Inconformidad por el emplazamiento de personal extranjero en la zona.
Incomodidad por tránsito
Afectación por posibles accidentes ocurridos por tránsito
RESPONSABLE DEL SEGUIMIENTO Y MONITOREO
Representante del proyecto
FECHA DE CUMPLIMIENTO
Debe designarse una etapa del proyecto antes de la construcción y operación en la
cual se disponga para el cumplimiento de este programa.
PLAN DE ACCIÓN
147
Para el plan de acción en este programa, lo importante es realizar al menos tres
reuniones primeras, en las cuales se desarrollen específicamente una reunión
quincenal en la que el representante del proyecto comunique de manera didacta y
bastante ilustrativa; la situación actual y la posible mejora que traería consigo el
emplazamiento de dicho proyecto. A estas reuniones deberán asistir residentes,
establecimientos comerciales e industriales en predios afectados y vecinos.
Luego de ser realizadas las convocatorias a reuniones de reconocimiento y
publicidad del proyecto, se desarrollarán al menos dos reuniones más, en las que
de acuerdo a como sería en detalle el funcionamiento de la planta; informar los
requisitos y pasos a seguir para los aspirantes a diferentes cargos en sus distintas
fases del proyecto. Las implicaciones del papel que desempeñaría la comunidad
en el proyecto, deberá estar sujeto a las necesidades explícitas del dueño y/o
encargado.
INDICADORES
Indicador 1. Este primer indicador, debe ser referido a una comparación entre el
número de reuniones realizadas y el número de reuniones planificadas, que para
este caso serían no más de 3, para hacer la verificación del cumplimiento.
Indicador 2. El éxito de las reuniones será verificado con este indicador, y tiene en
cuenta la comunidad invitada con respecto a la que asiste finalmente, y se calcula
al término de cada una de las reuniones, así:
𝐼2 (%) =
𝑃𝐴
∗ 100
𝑃𝐼
Donde,
PA = Población que asiste a las reuniones.
PI = Población invitada a las reuniones.
Indicador 3. Para la determinación del cumplimiento del programa en cuanto al
personal contratado, debe compararse la cantidad de trabajadores de la zona
contratados con la cantidad de personas que aspiran a ser contratados, así:
𝐼3 (%) =
𝑇𝑍𝐶
∗ 100
𝑃𝐴𝐶
Donde,
148
TZC = Trabajadores de la zona contratados
PAC = Personal aspirantes a ser contratados
CRONOGRAMA
ETAPA 1
ACTIVIDAD
MES
1
2
3
Reunión de presentación
Reunión de recepción de preguntas e inquietudes
Reunión de concertación
Convocatoria de aspirantes
Selección del personal
PROGRAMA 2.
EDUCACION AMBIENTAL
OBJETIVO AMBIENTAL
Educar al personal vinculado directa o indirectamente a la planta, con respecto a
accidentalidad laboral, enfermedades profesionales y educación ambiental,
brindando calidad de información y brindando un ambiente seguro.
METAS RELACIONADAS
Minimizar accidentes de trabajo y enfermedades profesionales en general,
mejorando la calidad de vida de empleados y/o visitantes.
Establecer un equipo de trabajo eficiente, con buenas condiciones físicas,
mentales y sociales, que se encargue de guiar las buenas prácticas del trabajo.
IMPACTOS A PREVENIR O MITIGAR
149
Accidentes laborales, afecciones a la salud tanto a trabajadores vinculados
directamente con la planta, como a la comunidad aledaña y transitoria.
RESPONSABLE DEL SEGUIMIENTO Y MONITOREO
Representante del proyecto
FECHA DE CUMPLIMIENTO
Debe designarse una etapa del proyecto antes de la construcción y operación en la
cual se disponga para el cumplimiento de este programa.
PLAN DE ACCIÓN
Se deberá capacitar al personal de la obra en temas específicos como:
-
Estructura de manejo ambiental
Salud ocupacional y seguridad industrial
Capacitación técnica
El encargado del proyecto o un delegado, deberá realizar afianzamientos en temas
de manejo ambiental referido a la naturaleza de la planta, reuniones en las cuales
se presente el actual plan de manejo para darle conocimiento público del mismo y
hacer modificaciones concienzudas entre todos al respecto.
Deberá hacerse capacitación específica sobre los factores de riesgo a los que se
encuentra expuesto, los efectos que traen consigo y la forma de prevenirlos,
incluyendo la forma correcta de usar los elementos de protección personal.
Con respecto al proceso como tal en la planta, se deberá realizar capacitaciones
para dar a conocer el funcionamiento específico de la planta, de cómo debe realizar
cada quien su tarea y de cómo minimizar los errores.
INDICADORES
Indicador 1. Para evaluar las actividades de capacitación, se realizarán
inspecciones, visitas y seguimientos. Dando a conocer el porcentaje del personal
que fue capacitado, así:
𝐼1 (%) =
𝑃𝐶𝐶
∗ 100
𝑃𝐶𝑂
150
Donde,
PCC = Personal contratado capacitado
PCO = Personal contratado en la obra
Indicador 2. Este indicador se refiere a accidentes de trabajo (IAT), buscando
ilustrar la efectividad de las medidas adoptadas por el contratista, mostrando la
cantidad de accidentes de trabajo ocurridos durante alguna etapa en específico, en
un principio podría ser en la etapa de construcción.
Indicador 3. Este indicador se refiere a enfermedades profesionales (IEP), por
medio del cual se pretende evaluar la efectividad de las medidas adoptadas para la
prevención de enfermedades profesionales, mostrando la cantidad de las mismas
reportadas durante las etapas específicas, en este caso y para efectos de
continuidad en la de construcción.
CRONOGRAMA
ETAPA 2
ACTIVIDAD
MES
4
5
6
7
Preparación del plan de capacitación
Capacitación del personal
Monitoreo de capacitación
Análisis de riesgos
Análisis de enfermedades profesionales
151
PROGRAMA 3.
MANEJO DE RESIDUOS SOLIDOS
OBJETIVO AMBIENTAL
Establecer lineamientos a seguir para la debida disposición, manejo, transporte,
selección y clasificación de los residuos sólidos generados durante las diferentes
fases del proyecto.
METAS RELACIONADAS
Evitar completamente el arrastre de residuos de biomasa en las vías de
acceso a la planta durante el transporte a la misma.
Disminuir al máximo el material particulado que resulta en las chimeneas.
Evitar el aumento de niveles de presión sonora en la zona en la que se llevará
a cabo el proyecto.
No ocupar espacios públicos.
Disponer debidamente los residuos de construcción en dicha etapa del
proyecto.
Evitar completamente el arrastre de residuos a cuerpos de agua cercanos ni
percolaciones al sistema subterráneo.
Disponer debidamente los residuos como cenizas resultantes del proceso.
IMPACTOS A PREVENIR O MITIGAR
Generación de residuos a causa del arrastre de la biomasa en las vías de
acceso a la planta durante su transporte al lugar.
Generación de contaminación atmosférica a causa del material particulado
resultante del proceso interno de la planta.
Contaminación auditiva en la zona.
Contaminación visual.
Contaminación a cuerpos de agua.
RESPONSABLE DEL SEGUIMIENTO Y MONITOREO
Comité elegido.
FECHA DE CUMPLIMIENTO
Todas las etapas del proyecto.
152
PLAN DE ACCIÓN
Se deberá realizar capacitación al personal sobre temas de manejo debido de los
residuos a los cuales es posible estar generando en las instalaciones de la planta
incluyendo en la etapa de construcción y en el momento de transporte de la materia
prima, sin dejar de lado la debida clasificación que merecen los residuos
dependiendo de su naturaleza.
Se deberá elegir un comité encargado de llevar el control y las iniciativas para
apoyar las buenas prácticas del manejo debido de los residuos sólidos.
Los vehículos dispuestos para el transporte de la cascarilla de arroz hacia la planta
por las vías de acceso a la misma; deberá tener un tope que no represente una
preocupación por pérdida del material en las vías. El conductor deberá mantener
una revisión pertinente para controlar este ítem.
Durante las distintas fases del proyecto, se deberá mantener un registro del ruido
generado en la planta, para realizar el debido control del mismo, basados en las
normas específicas para este ítem.
Es importante realizar un proceso de separación de residuos planteado antes de
iniciar las actividades de construcción y que se lleve a cabo paralelamente durante
la etapa de construcción. Al finalizar la jornada diaria de trabajo se deberán realizar
actividades de limpieza general de la zona, separando cada tipo de residuos, los
cuales deben ser dispuestos en los sitios seleccionados. Esta actividad será llevada
a cabo por la brigada de limpieza del área de trabajo, debidamente bien
identificados, con sus respectivos elementos de protección personal. Deben existir
recipientes plásticos retornables, de fácil lavado, de superficies internas lisas y
rotulados para identificar el tipo de residuos que deben arrojar en ellos. Estos
recipientes deben estar fijos y protegidos de la lluvia y del aire.
Tanto escombros como residuos ordinarios y reciclables; deberán ser retirados de
la obra y se dispondrán en forma adecuada en una zona acondicionada para tal fin,
que cuente con la respectiva aprobación de la Autoridad Ambiental, seleccionando
específicamente la empresa a la cual serán entregados los residuos. En ningún
caso se dispondrá ningún tipo de residuo en áreas del espacio público.
La planta dispondrá de toda la tecnología existente que permite la reducción de los
niveles de emisión de ruido a un nivel asumible por el entorno.
153
Las cenizas resultantes de la combustión, serán utilizados como fertilizantes, como
controlador de olores, e incluso para elaborar cemento en caso de ser necesario en
la planta para alguna actividad adicional, para algún relleno de materiales
cerámicos en la infraestructura, sin embargo, como residuos; no generan algún
peligro al ser dispuestos como residuos ordinarios normalmente dirigidos al relleno
sanitario correspondiente debido a su composición.
Los residuos generados por la planta en cada una de sus fases, deberán ser
recogidos periódicamente, de tal manera que no se acumulen en recipientes o en
lugares dispuestos para ello, con el fin de evitar lixiviados indeseables.
INDICADORES
Indicador 1. Este indicador se refiere al personal capacitado, y deberá ser mayor
del 95 %, así:
𝑃𝐶
𝐼1 =
∗ 100
𝑃𝑇
Donde,
PC = Personal capacitado
PT = Personal total
Indicador 2. Este indicador se refiere a la disposición correcta de los residuos, y
deberá ser mayor al 95 %, así:
𝐼2 =
𝑅𝐷𝐶
∗ 100
𝑅𝐺
Donde.
RDC = Residuos dispuestos correctamente (kg)
RG = Residuos generados (kg)
Indicadores de seguimiento. El cumplimiento de este programa, de acuerdo a los
niveles de ruido, se establecerá de acuerdo al programa de monitoreo y dependerá
de los niveles máximos de ruido y de las concentraciones encontradas durante los
monitoreos para cada uno de los contaminantes, así como de la revisión de los
vehículos dispuestos para el transporte del material biomásico hacia la planta.
CRONOGRAMA
ACTIVIDAD
TODAS LAS ETAPAS
154
1
2
3
4
Selección de empresa encargada
Selección de equipo encargado del aseo
Trámite de permisos y autorizaciones pertinentes
Manejo de los residuos sólidos
Monitoreos
Disposición final de residuos
Control de riesgos
PROGRAMA 4.
RESIDUOS LÍQUIDOS
OBJETIVO AMBIENTAL
Definir lineamientos a seguir para el debido manejo de los residuos líquidos en la
planta, en todas las fases del proyecto.
METAS RELACIONADAS
Evitar accidentes de trabajo a causa del inadecuado manejo de los residuos
líquidos generados al interior de la planta.
Evitar quejas y reclamos por parte de la comunidad.
Evitar vertimientos de sustancias indeseables a cuerpos de agua.
IMPACTOS A PREVENIR O MITIGAR
Alteración en la salud de las personas que manipulan o están en contacto
directo con los residuos líquidos.
Aporte de residuos líquidos a cuerpos de agua.
Contaminación de suelos.
Alteración del paisaje.
Generación de olores.
Inconformidades de la comunidad.
RESPONSABLE DEL SEGUIMIENTO Y MONITOREO
Comité elegido.
FECHA DE CUMPLIMIENTO
Todas las etapas del proyecto.
PLAN DE ACCIÓN
155
Se instalarán cabinas sanitarias para ser usadas por el personal de obra; estas
unidades estarán dispuestas en un sitio estratégico. El manejo de los residuos
generados en este caso, será obligación del director del proyecto; quien debe
contar con el permiso ambiental para realizar la conexión al sistema de
alcantarillado del sector. Las actividades de mantenimiento preventivo de las
unidades sanitarias se deben realizar semanalmente, preferiblemente un día de
baja actividad (domingo). En cuanto a las actividades de limpieza se deben realizar
al finalizar la jornada laboral.
Se prohíbe el lavado de vehículos y maquinaria dentro del campamento y sobre el
área de influencia de la obra. Esta actividad debe realizarse en centros autorizados
para tal fin.
Los remanentes de combustibles o aceites deben ser almacenados y entregados a
empresas especiales, las cuales deben garantizar la correcta manipulación y
disposición final y contar con los respectivos permisos, y se prohíbe realizar
vertimientos de aceites usados y demás materiales a las redes de alcantarillado o
su disposición directamente sobre el suelo o cuerpos de agua.
INDICADORES
Indicador 1. Este indicador se refiere a aquellos accidentes de trabajo que puedan
ocurrir por manejo inadecuado de sustancias líquidas, y se analiza en intervalos de
tiempo definidos (mensual, diario, semanal), o para cada una de las etapas del
proyecto.
𝐼1 =
𝐴𝑇𝑅𝐿
∗ 100
𝐴𝑇𝑇
Donde,
ATRL = Accidentes de trabajo a causa de residuos líquidos
ATT = Accidentes de trabajo totales
Indicador 2. Este indicador se refiere a quejas y reclamos por parte de la
comunidad e ilustra la cantidad de quejas y reclamos recibidas debido a un manejo
156
inadecuado de las sustancias líquidas.
Indicador 3. Este indicador, hace referencia a otras quejas recibidas por parte de
la comunidad por olores y espacios públicos contaminados.
CRONOGRAMA
TODAS LAS ETAPAS
ACTIVIDAD
1
2
3
4
Selección de empresa encargada
Selección de equipo encargado del aseo
Trámite de permisos y autorizaciones pertinentes
Manejo de los residuos líquidos
Monitoreos
Disposición final de residuos
Control de riesgos
157
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