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
Universidad Autónoma de Bucaramanga
ÍNDICE
OBJETIVOS 02
JUSTIFICACIÓN DEL PROBLEMA 01
METODOLOGÍA 03
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 04
REFERENCIAS PRINCIPALES 05
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.
JUSTIFICACIÓN
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%
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.
Determinar la tecnología adecuada para el uso final seleccionado, mediante análisis
Metodología
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
Lavado con agua
Absorción química
Absorción física Adsorción
Separación por membrana Separación
criogénica
TECNOLOGIAS DE LIMPIEZA DE BIOGÁS
FASE 1
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
SEPARACIÓN CRIOGÉNICA 20,000,000 75,000
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
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
Absorción Química
FASE 2
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
Lavado con agua
FASE 2
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 00.03 0
5250
98,38 1,62 0
00 0
SELECCIÓN DE PARÁMETROS ÓPTIMOS
Absorción
Química
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
CH4-CO2-H2O [ %mol]
CH4 C02 H2O
Lavado con agua
Flujo másico de agua Vs Concentración de CH4, CO2 y H2O en el escenario
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
Composición [Fracción molar]
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.
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
Composición CO2 [ fracción] molar
Composición CH4 [ fracción] molar
Número de platos
CH4 CO2
0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000
0 2 4 6 8 10
Composición H2S [ fracción] molar
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.
FASE 3
𝑄 − 𝑊 = ∆𝐸𝑄 − 𝑊 = 𝑚∆𝐻ሶ
−𝑊 = 𝑚∆𝐻ሶ
𝑾𝒓𝒆𝒂𝒍 = 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
𝐸𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐸𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎 + 𝐸𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑑𝑜𝑟 + 𝐸𝑅𝑒ℎ𝑒𝑟𝑣𝑖𝑑𝑜𝑟 Ecuación de energía
Absorción química
FASE 3
𝐸𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐸𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎 + 𝐸𝐶𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟
𝑄 − 𝑊 = ∆𝐸 𝑄 − 𝑊 = 𝑚∆𝐻ሶ
−𝑊 = ሶሶ𝑚∆𝐻
𝑾𝒓𝒆𝒂𝒍 = 1738,44 𝑲 Τ𝑱 𝒉
Q = 𝑚∆𝐻ሶ
𝐸𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 19634.33844𝑀𝐽 ℎ Ecuación de energía
Lavado con agua
𝑸 = 19632600 𝑲𝑱 𝒉
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
𝑊𝑜 = 35,33 𝑀𝐽/𝑘𝑔
FASE 3
Parámetro Valor
PCI [MJ/kg] 48,56
Índice de Wobbe [MJ/kg] 61,87 𝑊𝑜 = 𝑃𝐶𝐼
𝐺
𝑊𝑜 = 65,62 𝑀 Τ𝐽 𝑘 𝑔 PCI= 30330 kJ/h
ρbiogas =0,9529 kg/m3 G= 0,736968 Kg/m3
PCI= 49120 kJ/h ρbiogas =0,7247 kg/m3 G= 0,56047 Kg/m3
Propiedades de combustión del gas natural Índice de Wobbe
Lavado con agua Absorción química
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.
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.
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.
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.
GRACIAS
ANEXOS
DIAGRAMAS TECNOLOGÍAS
Lavado con agua Absorción física
DIAGRAMAS TECNOLOGÍAS
Absorción química Separación criogénica
DIAGRAMAS TECNOLOGÍAS
Adsorción por oscilación de
presión Separación por membrana
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
Concentración CO2 [%molar]
Concentración CH4, y H2O[%molar]
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
Concentración CH4, CO2 y H2O[%molar]
Composición amina MDEA [%molar]
CH4 H2O CO2
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
5 10 15 20 25 30 35
Concentración CH4, CO2 y H2O[%molar]
Composición amina DEA [%molar]
CH4 H2O CO2 Composición biogás dulce [%]
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
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
Concentración CH4, CO2 y H2O[%molar]
Concentración de amina MEA [%molar]
CH4 CO2 H2O
0 10 20 30 40 50 60 70 80
5 10 15 20 25 30 35
Concentración CH4, H2O y CO2 [%molar]
Concentración amina MDEA [%molar]
CH4 H2O CO2
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
5 10 15 20 25 30 35
Concentración CH4, H2O y CO2 [%molar]
Concentración amina DEA [%molar]
CH4 H2O CO2
Composición biogás dulce [%]
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
RESULTADO DE ESCENARIOS
Absorción química
-20 0 20 40 60 80 100 120
5 10 15 20 25 30 35
Concentración CH4, H2O y CO2 [%molar
Concentración amina MEA [%molar]
CH4 H2O CO2
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
5 10 15 20 25 30 35
Concentración CH4, H2O y CO2 [%molar
Concentración amina MDEA [%molar]
CH4 H2O CO2
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
5 10 15 20 25 30 35
Concentración CH4, H2O y CO2 [%molar
Concentración amina DEA [%molar]
CH4 H2O CO2
Composición biogás dulce [%]
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
