Universidad Autónoma de Bucaramanga

(1)

OBTENCIÓN DE PERFILES DE IMPACTO AMBIENTAL

ASOCIADOS A LAS ETAPAS DE OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

HIDROSOGAMOSO

Avance - Proyecto de grado

Universidad Autónoma de Bucaramanga

Jhoan Carlos Becerra Sánchez.

Julián Andrés Cote Suarez

SIMULACIÓN DE UN SISTEMA DE TRATAMIENTO DE BIOGÁS

GENERADO EN EFLUENTES DE PLANTAS DE EXTRACCIÓN DE ACEITE

DE PALMA PARA SU UTILIZACIÓN COMO COMBUSTIBLE EN CALDERAS

Paula Andrea González Castro Laura Melissa González Parra

Director: Leonardo E. Pacheco Codirector: Carlos A. Díaz

Proyecto de grado

(2)

ÍNDICE

OBJETIVOS 02

JUSTIFICACIÓN DEL PROBLEMA 01 METODOLOGÍA 03 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 04 REFERENCIAS PRINCIPALES 05

(3)

Existen compromisos internacionales a los cuales se ha adherido Colombia como lo es la COP21 y los objetivos de desarrollo sostenible planteados por la ONU.

(4)

Colombia es responsable del 0.46% de las emisiones de GEI a

nivel mundial y se proyecta que, al ritmo actual de crecimiento,

estas podrían aumentar hasta en un 50% para el año 2030*.

JUSTIFICACIÓN

Producción de biomasa en el sector palmero**

4.982.192 T/año

Oferta energética anual de la biomasa residual en forma de biogás** 3.073 TJ/año CH4 60-70% CO2 30-40% H2S 10-2000 ppm 02 <1%

(5)

OBJETIVOS

Objetivos específicos

Identificar las tecnologías existentes y sus parámetros de operación para la limpieza de biogás

proveniente de POME

*

_.

Simular las tecnologías seleccionadas en la herramienta ASPEN-HYSYS.

Determinar las condiciones de producción y de uso final del biogás.

Determinar el proceso de limpieza de biogás proveniente de los efluentes del proceso de

extracción de aceite de palma de acuerdo a su uso final utilizando la herramienta ASPEN-HYSYS.

(6)

Metodología

Fase 1

Comparación de las tecnologías existentes para la limpieza de

biogás para dar elección a tecnologías a simular (2)

Fase 2

Elaboración de simulaciones en el software Aspen-HYSYS de las tecnologías seleccionadas (2) en

diferentes escenarios.

Fase 3

Resultados obtenidos de cada una de los escenarios para dar elección a la mejor tecnología de

limpieza de biogás.

METODOLOGÍA

(7)

Lavado con agua Absorción química Absorción física Adsorción Separación por membrana Separación criogénica TECNOLOGIAS DE LIMPIEZA DE BIOGÁS

FASE 1

(8)

Tecnologías seleccionadas

Absorción química

• Ventaja que presenta en la alta recuperación de metano del 99%

Lavado con agua

• Ventaja que presenta en los bajos costos de inversión y mantenimiento frente a las demás tecnologías

MEA DEA MDEA

Corrosiva si se excede la concentración de un 20%

Bajas concentraciones de H₂S y CO₂.

Facilidad para regenerar.

Altas concentraciones de CO2

implican alto consumo energético en la regeneración.

Solvente de bajo costo.

Formación de productos de degradación irreversibles.

Buena estabilidad térmica.

Concentración de amina entre 25-35%

Altas concentraciones de H₂S.

Numerosas reacciones con el CO₂lo que forma productos de degradación corrosivos.

No es buena opción para el tratamiento de gases que contenga altas concentraciones de CO₂.

Solvente de bajo costo.

Concentración de amina entre 20-50%

Altas concentraciones de H₂S y CO₂.

Poco corrosivas.

Más costosa que la MEA.

FASE 1

TECNOLOGÍA

Costos (€/año) para 1000 m3

Costo inversión Costo mantenimiento

LAVADO CON AGUA 10,000,000 15,000

ABSORCIÓN QUÍMICA 20,000,000 59,000

ABSORCIÓN FÍSICA 10,000,000 39,000

ADSORCIÓN POR OSCILACIÓN DE

PRESIÓN 17,50,000 56,000

SEPARACIÓN POR MEMBRANA 20,00,000 25,000

(9)

La construcción de una simulación de línea base en la herramienta Aspen HYSYS, demanda como primer paso la creación de la lista de componentes utilizados en el proceso. A continuación se presenta la composición del biogás con sus concentraciones.

La planta extractora de aceite de palma Oro Rojo produce 24 [m3_{/h] de efluentes}

líquidos, lo que lleva a una generación de 742,5 kg/h de biogás

FASE 2

Componente Unidad POME

(palm oil mill effluent)

CH₄ Vol% 57,7333 CO₂ Vol% 41,7 O₂ Vol% 0 H₂S Vol% 0,5667

(10)

FASE 2

Escenarios absorción química

Escenarios 1, 2 y 3

MEA MDEA DEA

10% - 20% - 30% 10% - 20% - 30% 10% - 20% - 30%

Presión entrada solvente (Bar)

0,75 0,75 0,75

1 1 1

1,25 1,25 1,25 Presión biogás de salida (Bar) 1,992 1,992 1,992 Presión impurezas (Bar) 1,848 1,848 1,848 Temperatura solvente (°C) 30,18 30,18 30,18

(11)

Absorción

Química

(12)

FASE 2

Escenarios Lavado con agua

Escenarios Flujo másico agua [kg/h]

25000 37500 50000 62500 75000

Presión entrada solvente [Bar]

11 16,50 22 27,50 33 11 16,50 22 27,50 33 11 16,50 22 27,50 33 11 16,50 22 27,50 33 11 16,50 22 27,50 33

Presión biogás de entrada[Bar]

7,5 11,25 15 18,75 22,5 7,5 11,25 15 18,75 22,5 7,5 11,25 15 18,75 22,5 7,5 11,25 15 18,75 22,5 7,5 11,25 15 18,75 22,5 Presión impurezas [Bar] 12 12 12 12 12 Temperatura solvente [°C] 25 25 25 25 25

(13)

Lavado con

agua

(14)

FASE 3

Amina MEA 20% Presión de entrada amina/agua [°C] 1 Temperatura de entrada amina/agua [°C] 30,18 Presión de entrada del biogás[bar] 1 Temperatura de entrada agua [°C] 30

Fluj

o am

ina/

agua

[k

g/h]

Composición biogás dulce [%]

CH₄ H₂O H₂S O₂ CO₂ MEA 3150 60,16 39,47 0 0

0,36

0,01

4200

98,36

1,60 0 0

0.03

0

5250

98,38

1,62

0

SELECCIÓN DE PARÁMETROS ÓPTIMOS

Absorción

Química

(15)

FASE 3

Parámetros óptimos

Presión de entrada agua [bar] 22

Presión de entrada del biogás[bar] 15

Temperatura de entrada agua [°C] 25

Temperatura de entrada Biogás [°C] 25

Flujo solvente [kg/h] 50000 ₂₅₀₀₀ ₃₇₅₀₀ ₅₀₀₀₀ ₆₂₅₀₀ ₇₅₀₀₀ CH4 67,46 73,47 80,69 89,36 97,96 C02 32,12 26,17 18,96 10,29 1,7 0 20 40 60 80 100 120 C H4 -CO 2 -H2O [ %mol ] CH4 C02 H2O

Lavado con

agua

Flujo másico de agua Vs Concentración

(16)

FASE 3

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 0 2 4 6 8 10 C o mp o si ci ó n [ Fr ac ci ó n mo lar ] Número de platos CO2 H2S CH4

Lavado con agua

✓ Se observa que la mayor cantidad de metano se reposa en el plato número 1 lo que significa que se está recuperando efectivamente este, lo que permite evidenciar que las impurezas se están eliminando correctamente quedando en el plato número 9.

(17)

FASE 3

-100 0 100 200 300 400 500 600 700 0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000 900000 0 2 4 6 8 10 Co m p o si ci ó n C O2 [ fr ac ci ó n ] m o lar Co m p o si ci ó n C H 4 [ fr ac ci ó n ] m o lar Número de platos CH4 CO2 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000 0 2 4 6 8 10 Com p o sici ó n H 2S [ fracción ] m o lar Número de platos Absorción química

✓ Se evidencia que en el plato número 1 queda contenido la mayor concentración de metano y las impurezas generadas por el proceso se encuentran en el plato número 8.

(18)

FASE 3

𝑄 − 𝑊 = ∆𝐸 𝑄 − 𝑊 = 𝑚∆𝐻ሶ −𝑊 = 𝑚∆𝐻ሶ 𝑾_{𝒓𝒆𝒂𝒍} = 150,144 𝑲 Τ𝑱 𝒉 𝑸 = 187680 𝑲𝑱_𝒉 Q = 𝑚∆𝐻ሶ 𝑸 = 9,32239578 ∗ 1013 𝑲𝑱 𝒉 Q = 𝑚∆𝐻ሶ 𝐸 = 9,32 ∗ 1010 𝑀𝐽 𝐸_{𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙} = 𝐸_{𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎} + 𝐸_{𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑑𝑜𝑟} + 𝐸_{𝑅𝑒ℎ𝑒𝑟𝑣𝑖𝑑𝑜𝑟} Ecuación de energía Absorción química

(19)

FASE 3

𝐸_{𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙} = 𝐸_{𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎} + 𝐸_{𝐶𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟} 𝑄 − 𝑊 = ∆𝐸 𝑄 − 𝑊 = 𝑚∆𝐻ሶ −𝑊 = ሶሶ𝑚∆𝐻 𝑾_{𝒓𝒆𝒂𝒍} = 1738,44 𝑲 Τ𝑱 𝒉 Q = 𝑚∆𝐻ሶ 𝐸_{𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙} = 19634.33844𝑀𝐽 ℎ Ecuación de energía

Lavado con agua

𝑸 = 19632600 𝑲𝑱 𝒉

(20)

Selección de tecnología de limpieza de biogás

FASE 3

Parámetros de operación

TECNOLOGÍAS

Absorción química Lavado con agua

Presión entrada solvente [bar] 1 22 Presión entrada biogás [bar] 1 15 Temperatura entrada solvente[°C] 30,18 25 Temperatura entrada biogás [°C] 30 25 Flujo másico solvente [kg/h] 4200 50000 Flujo másico del biogás [kg/h] 742,5 742,5

Composición biogás dulce [% mol] CH4 98,36 % 80,69% CO2 0,03% 18,96% H2S 0 0% O2 0 0% H2O 1,60% 0,35% MEA 20% 0,01%

-Composición biogás ácido [% mol] CH4 0,04 0,44% CO2 76,88 7,29% H2S 0 0,14% O2 0 0% H2O 1,05 92,13% Amina 0 -PCI [ kJ/kg] 49120 ₃₀₃₃₀ Índice de Wobbe [kJ/kg] 65611 ₃₅₃₃₀

(21)

𝑊_𝑜 = 35,33 𝑀𝐽/𝑘𝑔

FASE 3

Parámetro Valor PCI [MJ/kg] 48,56 Índice de Wobbe [MJ/kg] 61,87 𝑊_𝑜 = 𝑃𝐶𝐼 𝐺 𝑊_𝑜 = 65,62 𝑀 Τ𝐽 𝑘 𝑔 PCI= 30330 kJ/h ρ_biogas =0,9529 kg/m3 G= 0,736968 Kg/m3 PCI= 49120 kJ/h ρ_biogas =0,7247 kg/m3 G= 0,56047 Kg/m3

Propiedades de combustión del gas natural

Índice de Wobbe

(22)

CONCLUSIONES

1

2

Mediante el análisis de los resultados obtenidos de las simulaciones realizadas por medio del software Aspen HYSYS se concluye que la tecnología óptima para llevar a cabo la limpieza del biogás obtenido de los efluentes de extracción de aceite de palma es la tecnología de absorción química, obteniendo una alta recuperación de metano del 98,36% frente a la tecnología de lavado con agua que recupera un 80% de metano.

De acuerdo a los escenarios simulados para cada una de las tecnologías seleccionadas en el software Aspen HYSYS se pudo determinar los parámetros de operación óptimos para obtener la mejor recuperación de metano en cada tecnología y de esta manera dar cumplimiento a uno de los objetivos que fue planteado al inicio del proyecto.

(23)

CONCLUSIONES

4

Como respuesta al planteamiento del problema se concluye que por medio de la implementación de un sistema de limpieza de biogás es posible disminuir los gases de efecto invernadero emitidos a la atmosfera generados del proceso de extracción de aceite de palma, ya que inicialmente estaban siendo emitidos 742,5 m3/h de biogás a la atmosfera. Al momento de darle una adecuada limpieza por medio de la

tecnología de absorción química se evidencia una reducción del 34%, es decir 496 kg/h en la emisión de gases de efecto invernadero en el proceso de extracción de aceite de palma.

3

Por medio de los resultados obtenidos de la tecnología de absorción química se observa que los parámetros con los que se obtiene el metano se asemejan a los del gas natural lo que permite la aplicación de este como combustible en caldera. Donde el índice de Wobbe del biometano obtenido del proceso de limpieza es de 65,62 MJ/kg lo cual permite la intercambiabilidad con el gas natural el cual es inyectado como combustible a la caldera y cuyo índice de Wobbe es 61,87 MJ/kg.

(24)

RECOMENDACIONES

Las tecnologías de limpieza de biogás tienen un gran consumo de energía por esto se recomienda realizar estos procesos para grandes flujos de biogás con el fin de aprovechar esta energía

consumida.

La tecnología de limpieza de biogás por lavado con agua necesita grandes flujos de agua para llevar a cabo este proceso y lograr una aceptable recuperación de metano ya que se evidenció que a mayor flujo agua es posible alcanzar una buena recuperación de metano.

Es importante realizar un análisis de platos al momento de utilizar torres de absorción ya que implementar un número de platos indebido afectara en un mal desempeño y costos innecesarios.

(25)

PRINCIPALES REFERENCIAS

FEDEPALMA, Captura de gases de efecto invernadero del sector palmero Colombiano, Colombia, 2009.

MINAMBIENTE, El acuerdo de parís, así actuará Colombia frente al cambio climático, Cali, Colombia: WWF-Colombia, 2016.

ONU, Objetivos de desarrollo sostenible, New York, 2015.

M. Miltner, Review on available biogas upgrading technologies and innovatios towards advanced solutions, 2017.

E. S. Birkelund, CO2 Absorption and desorption simulation with Aspen HYSYS, 2013.

M. J. B. Medina, Estudio del aprovechamiento del vapor generado en caldera en la planta extractora de aceite de palma oro rojo basado en análisis exergético, 2017.

(26)

(27)

(28)

DIAGRAMAS TECNOLOGÍAS

(29)

DIAGRAMAS TECNOLOGÍAS

(30)

DIAGRAMAS TECNOLOGÍAS

Adsorción por oscilación de

(31)

RESULTADO DE ESCENARIOS

Absorción química -0,5 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 5 10 15 20 25 30 35 Co n ce n tr ac ió n CO2 [% m o lar ] Co n ce n tr ac ió n CH 4, y H2O [% m o lar ]

Concentración amina MEA [ %molar]

CH4 H2O CO2 Escenario 1 0 10 20 30 40 50 60 70 80 5 10 15 20 25 30 35 Co n ce n tr ac ió n CH 4, CO2 y H 2O[% m o lar ]

Composición amina MDEA [%molar]

CH4 H2O CO2 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 5 10 15 20 25 30 35 Co n ce n tr ac ió n CH 4, CO2 y H 2O[% m o lar ]

Composición amina DEA [%molar]

CH4 H2O CO2

MEA CH4 H2O H2S O2 CO2 Amina 10% 66,76 29,30 0,31 0 3,55 0,08 20% 98.36 1.6 0 0 0.03 0 30% 95.98 3.99 0 0 0 0.03 MDEA 10% 70.54 2.15 0 0 27.31 0 20% 67.85 1.84 0.57 0 41.87 0 30% 62.15 1.52 0.03 0 36.29 0 DEA 10% 76.26 2.53 0.39 0 20.85 0 20% 77.24 6.93 0.49 0 15.35 0 30% 78.56 4.87 0.55 0 16.02 0

(32)

Absorción química Escenario 2

RESULTADO DE ESCENARIOS

0 5 10 15 20 25 30 35 0 20 40 60 80 100 120 5 10 15 20 25 30 35 Con ce n tra ción CH 4, CO2 y H 2O[ % m o lar]

Concentración de amina MEA [%molar]

CH4 CO2 H2O 0 10 20 30 40 50 60 70 80 5 10 15 20 25 30 35 Con ce n tra ción CH 4, H 2O y CO2 [% m o lar]

Concentración amina MDEA [%molar]

CH4 H2O CO2 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 5 10 15 20 25 30 35 Con ce n tra ción CH 4, H 2O y CO2 [%m o la r]

Concentración amina DEA [%molar]

CH4 H2O CO2

MEA CH4 H2O H2S O2 CO2 Amina 10% 66,72 29,33 0,31 0 3,57 0,08 20% 97.78 2.17 0 0 0.03 0 30% 95.98 3.99 0 0 0 0.03 MDEA 10% 70.46 2.14 0 0 27.40 0 20% 67.89 1.85 0 0 30.27 0 30% 62.18 1.52 0.03 0 36.27 0 DEA 10% 15.37 77.94 0.13 0 6.47 0.09 20% 77.24 6.93 0.49 0 15.35 0 30% 22.23 67.66 0.20 0 9.83 0.08

(33)

RESULTADO DE ESCENARIOS

Absorción química -20 0 20 40 60 80 100 120 5 10 15 20 25 30 35 C on ce n tración CH4, H2O y C O2 [% m o lar

Concentración amina MEA [%molar]

CH4 H2O CO2 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 5 10 15 20 25 30 35 Con ce n tra ción CH 4, H 2O y CO2 [% m o lar

Concentración amina MDEA [%molar]

CH4 H2O CO2 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 5 10 15 20 25 30 35 Con ce n tra ción CH 4, H 2O y CO2 [% m o lar

Concentración amina DEA [%molar]

CH4 H2O CO2

MEA CH4 H2O H2S O2 CO2 Amina 10% 66.74 29.32 0.31 0 3.55 0.08 20% 89.37 10.57 0 0 0 0.06 30% 95.97 3.99 0 0 0 0.06 MDEA 10% 11.02 80.86 0.10 0 7.88 0.14 20% 17.32 69.96 0.16 0 12.41 0.15 30% 25.99 55.05 0.25 0 18.60 0.12 DEA 10% 10.42 85.55 0.08 0 3.90 0.05 20% 16.41 77.33 0.14 0 6.07 0.06 30% 25.09 65.27 0.21 0 9.37 0.05