[email protected]/ “Pretratamiento del biogás ...-RSU... · Entre las actividades de STA destaca la...

“Pretratamiento del biogás procedente de la digestión anaerobia y/o vertederos de

RSU para su posterior valorización

C/Còrsega, 112, [email protected]/www.sta-at.com

sta

RSU para su posterior valorización energética”

Arantxa Bomboí

estudios expertos

atatambientetecnología

consultores sta

at&sta:C/Còrsega,112, local 1; 08029-Barcelona, 93-2530740delegación Madrid, 91-5220773

e-mail:[email protected] // web:www.sta-at.com

Ingeniería ytratamiento

de COVy olores

atatambientetecnología

consultores

estudiosexpertos

sta

Sistemas depretratamiento de

depuración de biogás (H 2S y

siloxanos)

Sistemas deEnriquecimiento de biogás hasta

GNC o GNL

at&sta:C/Còrsega,112, local 1; 08029-Barcelona, 93-2530740delegación Madrid, 91-5220773

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Algunas referenciassta

Entre las actividades de STA destaca la realización de proyectos ycomercialización de sistemas de tratamiento avanzado yenriquecimiento de biogás

Los aspectos que se tratarán en la presente ponencia son:

� Caracterización experta de biogás

Alcance de la presentación sta

� Tecnologías existentes de pretratamiento del biogás procedente deplantas de tratamiento de RSU

• Eliminación de humedad

• Desulfuración o eliminación de H2S

• Eliminación de derivados organosilícicos (siloxanos,silanoles y otros)

¿Qué es el biogás?

El biogás es un gas que se produce en la degradación anaerobia de lamateria orgánica y que se compone de metano, dióxido de carbono,residuos orgánicos estabilizados y otros productos (H2S, NH3,siloxanos, …) que deben ser eliminados (parcial o totalmente) antesde la valorización energética del biogás.

Valorización energética del biogás sta

EDAR Vertedero Digestor

CH4- metano (%) 45-70% 35-45% 45-65%

CO2 (%) 30-55% 55-65% 35-55%

H2S (ppm) 400-5.000 300-20.000 2.000-4.000

Siloxanos (ppm) 5-50 (1500!!) 25-400 -

Composición típica del biogás según distintos tipos de fuentes

Análisis de biogás de diferentes vertederosSiloxanos Unidades Caso 1 Caso 2

Silo

xano

s

Trimetilsilanol mg/m3 14,1 <0,05

Hexametildisiloxano (M2) mg/m3 na <0,05

Hexametilciclotrisiloxano (D3) mg/m3 1,2 <0,05

Octametiltrisiloxano (MDM) mg/m3 <LQ <0,05

Caracterización del biogás staS

iloxa

nos

Octametilciclotetrasiloxano (D4) mg/m3 15,1 42,91

Decametiltetrasiloxano (MD2M) mg/m3 0,1 <0,05

Decametilciclopentasiloxano (D5) mg/m3 3,8 1758,8

Dodecametilciclohexasiloxano (D6) mg/m3 0,2 <0,05

ΣΣΣΣ org.Si-Compuestos (como siloxano) mg/m3 34,5 1801,7

ΣΣΣΣ org.Si-Compuestos (calculado Como Si) mg/m3 12,1 -

COV Totales mg/m3 285 356,8

H2Smg/m3

56 153,9

Siloxanos en biogás de digestor de RSU

Caracterización del biogás sta

Siloxanos 2011-2 2012-1 2012-2 2013-1 2013-2 2014-1

Trimetilsilanol <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 <0,1

Hexametildisiloxano (M2) <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 <0,1

Hexametilciclotrisiloxano (D3) <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 0,30 2,30Hexametilciclotrisiloxano (D3) <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 0,30 2,30

Octametiltrisiloxano (MDM) <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 0,2

Octametilciclotetrasiloxano (D4) 0,40 0,37 0,10 0,70 0,70 7,20

Decametiltetrasiloxano (MD2M) <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 1,40 <0,1

Decametilciclopentasiloxano (D5) 2,30 1,63 0,40 2,90 1,20 15,40

Dodecametilciclohexasiloxano (D6) <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 3,80

Aprovechamiento del biogás sta

ELIMINACIÓN DE HUMEDAD O SECADO DEL BIOGÁS

stastaPretratamiento: Secado de biogás

¿Por qué hace falta realizar un secado del biogás pa ra su posterior valorización?

• Se evita así la producción de condensados no deseados en la línea de gas

• Es requisito de calidad del combustible de entrada a los motores (50-80%HR)HR)

• Es necesario para aumentar la duración de un sistema de adsorciónposterior (p.e Carbón activo)

• Si se pretende enriquecer el biogás hasta gas natural, será absolutamentenecesario en algunas tecnologías eliminar al 100% la humedad

stastaPretratamiento: Secado de biogás

Sistemas de secado de biogás:

• Mediante un intercambiador de calor

• Otros sistemas más novedosos (p.e GTP)

stastaFuncionamiento GTP

1. El biogás caliente y saturado dehumedad entra en el filtro GTP.

2. En una primera etapa el biogásse pre enfría con el flujo de salidadel biogás frío.

6. Una vez el biogás se haenfriado a 5ºC y se ha eliminadoel agua condensada, pasa por uneconomizador integrado en el GTPdonde se calienta de nuevo hastauna temperatura aproximadamenteigual a la temperatura de entradasiendo la humedad relativa delbiogás a la salida de equipo GTPinferior a <40%. (importante puesalejamos la temperatura del biogása la del punto de rocío)

4. El biogás se enfría con el aguaenfriada por la unidad derefrigeración, la cual se encuentraconectada con el GTP.

5. El descenso de temperaturaprovoca la condensación del aguacontenida en el biogás que sesepara en un filtro de coalescenciaespecialmente diseñado por GtS.

5. El agua condensada se eliminapor la parte inferior del filtro.

a la del punto de rocío)

3. La unidad de refrigeraciónmantiene la mezcla de agua/glicol,que circula con un caudal fijo por lacarcasa del intercambiador decalor, a unos 5ºC.

stastaUnidad GTP

Pretratamiento: Desulfuración sta

DESULFURACIÓN O ELIMINACIÓN DE H 2S EN EL BIOGÁS

stastaPretratamiento: Desulfuración

¿Por qué hace falta eliminar el H 2S del biogás para su posterior valorización?

• Se evita así la posible corrosión producida por el H2S en la línea de gas

• Es requisito de calidad del combustible de entrada a los motores (el límite• Es requisito de calidad del combustible de entrada a los motores (el límitedepende del fabricante)

• Es necesario para aumentar la duración de un sistema de adsorciónposterior (p.e Carbón activo)

• Si se pretende enriquecer el biogás hasta gas natural, será absolutamentenecesario eliminar el H2S hasta <100ppm


Tecnologías de desulfuración del biogás:

• Equipos de eliminación de H2S por vía Biológica

• Equipos de eliminación de H2S por vía química

• Equipos de eliminación de H2S mediante adsorción (Carbón activo )

• Adición de reactivos en el biodigestor (Cloruro férrico, oxígeno u otros)

• Equipo de eliminación de H2S por vía químico-biológica (THIOPAQ®)



• Equipos de eliminación de H2S por vía Biológica

Biogás tratado� Eliminación de H2S mediante bacterias

� Límite de tratamiento: 4 - 5.000 ppm H2S

� Producción de purga muy ácida (Ácido

Aporte

BombaEntrada Biogás

Aporte deAgua y nutrientes

Recirculación

Sulfúrico)

� Altos costes de O&M

� Eficiencia máxima NO inmediata

� pH funcionamiento: 2

� Riesgo de explosión

� Disponibilidad: paros necesarios de limpieza

Aporte de 02



•Equipos de eliminación de H2S por vía química

� Eliminación de H2S mediante Sosa (NaOH)

� Límite de tratamiento: no tiene

� Eficiencia máxima inmediata

� pH funcionamiento: 12� pH funcionamiento: 12

� Cuidado! Combinación con la sosa del H2S pero

también del CO2 que es mucho más abundante y

formación de carbonatos!!


� Disponibilidad: paros para limpieza



• Equipos de eliminación de H2S mediante adsorción (Carbón activo )

� Eliminación de H2S mediante adsorción




� Disponibilidad: paros para sustitución del carbón

usado

� Genera residuo: carbón usado

• Dosificación de reactivos en biodigestor (Cloruro férrico , etc)

� Difícil control de concentración final




• Sistema químico – biológico THIOPAQ®

Biogás sin H2S

Purga (S0)

Regeneración de OH -

Aire(oxidación de los sulfuros HS-)

Biogás a tratar

Absorción

OH-

� Elevada eficiencia de depuración de H 2S del biogás : 95 - 99% (opera apH 8,5 mientras que en los biotricklings se opera a pH=2 y en los scrubbers apH=12)

� Gran actividad biológica : Tratamiento muy eficiente de los picos deconcentración

� Proceso muy robusto, sin adición de aire . Ausencia de riesgo de

Características principales del THIOPAQ® para la depuración del H 2S del biogás

Thiopaq ® sta

� Proceso muy robusto, sin adición de aire . Ausencia de riesgo deexplosión

� Puesta en marcha rápida (inoculación de los microorganismos dedepuración en el agua de lavado)

� Funcionamiento a presión y temperatura ambiente. Sin riesgo deobturaciones

� Costes operativos muy bajos (ahorro de más del 90%, en comparacióncon las torres de lavado por vía química)

� No genera residuos peligrosos (ácido sulfúrico, p.e.) Se obtiene azufresólido valorizable

� Disponibilidad máxima de funcionamiento

THIOPAQ® en el Ecoparquede la Rioja

Thiopaq ® - Referencias sta

� Caudal biogás = 1.300m3/h� H2Sentrada = 7.000ppm� H2Ssalida< 200ppm� Scrubber: Ø = 1,2m x 16,5m h� Reactor: Ø = 3m , Vol. = 30m3

Otras referencias de THIOPAQ :

staThiopaq ® - Otras referencias

• Vertedero Pine Tree Acres USA• Vertedero King George USA• Planta de tratamiento de RSU Xiamen – China• Planta de tratamiento de RSU Xiamen – China• Vertedero de Daejon – Corea• Vertedero de Chèze – Francia• Vertedero de Grenoble – Francia• Vertedero de Smink – Holanda• Ecopark de Wierde – Holanda • Otros…

Parámetro THIOPAQ Biotrickling Scrubber

Caudal biogás (Nm3/h) 950 950 950

[H2S] entrada (ppm) 4.000 4.000 4.000

[H2S] salida (ppm) 150 150 150

Torre: Altura/ Diámetro (m) 9,7/1

kgS/dia eliminados 130 130 130

Comparativa depuración H 2S: Thiopaq/ Biotrickling/Scrubber

Thiopaq ® sta

kgS/dia eliminados 130 130 130

Coste de Inversión (€) 480.000 € 420.000 € 25.000€

Consumo agua (m3/día) 2 23 2

Consumo eléctrico kWh (*) 12 3 2

Consumo sosa 20% (m3/año) 198,12 - 1385,67

Producción purga m3/día 1.86 24-28 24-28

Composición purgaAzufre elemental +

salesSulfúrico al 2%

pH=10-12Sales de Azufre

Costes anuales de gestión (0,1€/kWh, 133€/m3NaOH, 8€/m3 purga)

48.341,47 € 82.958,95 € 252.240,53 €

Comparativa depuración H 2S: Thiopaq/FeCl 3/Adsorción Carbón

Thiopaq ® staParámetro THIOPAQ FeCl3

Adsorción Carbón

Caudal biogás (Nm3/h) 950 950 950

Concentración entrada H2S ppm (sin dosificación FeCl3) 4.000 4.000 4.000

Ratio dosificación Cl3Fe (kgFeCl3/kgS) - 20 -

Consumo FeCl3 (Tn/año) 938,1 -

Costes unitarios (€/kg) 0,14 €/kg FeCl 3,8 €/Kg CarbónCostes unitarios (€/kg) 0,14 €/kg FeCl3 3,8 €/Kg Carbón

Capacidad Adsorción carbón (%) 60

Capacidad del contenedor filtro de carbón (kg) 800

Necesidad de carbón activado (kg/año) 90.777

Reposiciones anuales de adsorbente 113

Coste personal reposición carbón activado (€/reposicion) 400

Coste de Inversión (€) 480.000 € 5.000 €

Costes anuales de gestión (€) 48.341,47 € 183.859,20 € 394.836,94 €

Pretratamiento : Siloxanos sta

ELIMINACIÓN DE SILOXANOS DEL ELIMINACIÓN DE SILOXANOS DEL BIOGÁS

stastaPretratamiento: Siloxanos

¿Por qué hace falta eliminar los siloxanos del biog ás para su posterior valorización?

• Los siloxanos son compuestos orgánicos de silicio, contenidos en detergentes,champús, desodorantes, y otros productos, que al entrar en combustión dentro de losmotores forman SiO2 (sílice) produciendo erosión en las partes mecánicas.

• Es requisito de calidad del combustible de entrada a los motores (el límite depende del• Es requisito de calidad del combustible de entrada a los motores (el límite depende delfabricante)

• Si se pretende enriquecer el biogás hasta gas natural, con ciertas tecnologías, seráabsolutamente necesario eliminar al 100% estos compuestos antes de enriquecer elgas.

stastaPretratamiento: Siloxanos

Tecnologías de eliminación de siloxanos del biogás:

• Equipos de eliminación de siloxanos mediante adsorción (Carbón activo )

� Eliminación de siloxanos mediante adsorción


� Altos costes de O&M (el carbón adsorbe también

COVs)


� Disponibilidad: paros para sustitución del carbón

usado

� Genera residuo: carbón usado

• Criocondensación

� Eliminación de siloxanos por condensación a bajas temperaturas (-25ºC)


• Equipo de eliminación de siloxanos mediante adsorción regenerativa BGAK

Lecho 2 en funcionamiento / Lecho 1- regenerando

BGAK sta

BGAK La Haya – Holanda – 3.000Nm 3/h

Sistema BGAK de eliminación de siloxanos

� El BGAK es un innovador sistema de eliminación de siloxanos y COVs poradsorción en un polímero y su regeneración periódica mediante purga térmica

� Sustituye al tradicional carbón activado que se satura rápidamente al adsorberlos siloxanos y los COV

� La capacidad de adsorción es ≅X10 superior a la del carbón activado

BGAK sta

� La capacidad de adsorción es ≅X10 superior a la del carbón activado

� El adsorbente es hidrofóbico y tampoco adsorbe H2S

� La regeneración del adsorbente del BGAK se realiza con aire a 120ºC

� La garantía de la vida del adsorbente del BGAK es de 900 regeneraciones porlecho.

� Eficiencia de depuración siloxanos >95%

� Concentración final de siloxanos <10mg/Nm3

BGAK en plantas de RSU staAlgunos resultados de siloxanos del BGAK en plantas de RSU

Gas test date 18-ago-05 21-sep-05 29-oct-05 18-oct-05 20-oct-05 03-nov-05

Sample # 1 2 3 4 5 6

Untreated gas 22,2 25,8 24,2 31,4 19,1 31,6

Treated gas 2,8 2,6 5,4 6,1 0,1 0,1

Raw gas Filtered Gas Site

Italy 209 2

UK 46,6 1,3

USA 89,6 8,9

UK 31,6 2,8

Unidades Carbón Activado PPTEKCaudal de tratamiento Nm3/h 3.700 3.700Funcionamiento h/día 24 24

Coste de inversión € 47.300 € 500.100 €Concentración siloxanos mgSilox/Nm3 25 25Concentración COVs mg/Nm3 1.100 1.100

Capacidad adsorción carbón activado (COV/Silox) % 15Consumo anual de carbón kg/año 248.490Número anual de cambios carbón cambios/año 20 Cada 2,5 añosNúmero regeneraciones diarias reg/día 2

BGAK sta

Número regeneraciones diarias reg/día 2Coste gestión adsorbente agotado €/kg 1Precio unitario carbón €/kg 2,2Coste de personal reposición carbón € 2.625

Coste anual reposición adsorbente €/año 847.668 € 16.222 €

Consumo eléctrico ventilador kWh/año 67.949,7 16.987Consumo eléctrico por regeneraciones kWh/año 0,00 73.000Coste unitario electricidad €/kWh 0,10 0,10

Coste anual electricidad €/año 6.795,0 € 8.998,7 €

COSTES ANUALES TOTALES DE GESTIÓN €/año 854.462 € 50.465 €Coste total a 0,6 años € 559.977 € 530.365 €

Ejemplos de instalaciones de sistemas BGAK

BGAK sta

Algunas referencias de PpTek

• Vertedero de Ferrara, Italia (Marcopolo)

• Vertedero Jerez de la Frontera, España (HERA)

• Vertedero de Middlepoint, USA

• Vertedero de Shellbrook, Reino Unido (CLP Envirogas)

BGAK sta

• Vertedero de Praga, República Checa (Tedom CZ)

• Vertedero de Cliba, Argentina (Cliba LF – Finning Internati onal)

• Vertedero de Santa Marta, Chile (Finning International)

• Vertedero de Los Condes, Chile (JC Secco)

• Vertedero Zenith Green, Tailandia (Zenith Green Thailand)

• Vertedero de Ammassuo, Helsinki Finlandia (Sarlin)

• Otros ...

Gracias por su atención

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