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Taz TFG 2017 020
Taz TFG 2017 020
Taz TFG 2017 020
Autor/es
Alejandro Quintana Cifre
Director/es
Manuel Bailera
Ponente
Luis Miguel Romeo
17767750C
con nº de DNI ______________________ en aplicación de lo dispuesto en el art.
Universidad de Zaragoza,
Declaro que el presente Trabajo de Fin de (Grado/Máster)
Grado
___________________________________________, (Título del Trabajo)
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón
_________________________________________________________________
_________________________________________________________________
_________________________________________________________________
_________________________________________________________________
_________________________________________________________________
________________________________________________________________,
es de mi autoría y es original, no habiéndose utilizado fuente sin ser citada
debidamente.
27 de Enero de 2017
Zaragoza, ____________________________________
Fdo: __________________________________
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
Con motivo del actual problema de las emisiones de CO2 y el consecuente cambio climático, se
ha estado promoviendo el desarrollo de tecnologías de captura de CO2. La propia Comisión Europea
estableció en el año 2007 un paquete de medidas sobre clima y energía de cara a 2020, con el objetivo
de reducir un 20% las emisiones de CO2 y mejorar un 20% la eficiencia energética [1].
Entre las distintas técnicas existentes de captura y utilización del CO2, la tecnología Power-to-
Gas se ha erigido como una posibilidad prometedora en los últimos años. Esta tecnología consiste en la
producción de gas combustible a partir de energía eléctrica por medio de un proceso de electrólisis y
metanización. Por ello, en este trabajo se ha estudiado la posibilidad de instalar una planta de
metanización biológica en la comunidad autónoma de Aragón.
A día de hoy la mayoría de este tipo de instalaciones son de poca potencia, por lo que se
quiere analizar la viabilidad de reproducir estas instalaciones a gran escala. Para ello, inicialmente se
ha recopilado el número y la conglomeración de empresas productoras de CO2 en la región de Aragón,
para discernir una posible localización de la planta. Otros factores como la accesibilidad a la red de gas
natural o eléctrica, tiempo medio de operación o tamaño medio, también resultan importantes
durante esta fase del estudio.
Después de este análisis, se ha realizado una revisión bibliográfica para encontrar un modelo
que permitiese simular el proceso de metanización con un grado de profundidad adecuado para el
presente proyecto. Tras verificar el modelo, se ha adaptado la simulación a las condiciones
características de una empresa dedicada a la metanización biológica.
Como aplicación del modelo, se ha diseñado una planta Power-to-Gas para consumir el 10% de
las emisiones de una papelera. Se observa que se pueden llegar a producir 1208 kg de metano al año,
lo que equivale a una potencia bruta de 16,9 MW empleable en la propia fábrica.
Por último se han extraído conclusiones de carácter técnico en la extrapolación a gran escala
de la tecnología existente y también de carácter económico y de rentabilidad
2
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
Índice
1. Introducción ........................................................................................................................................... 6
2. Elección de la localización para la instalación de la planta .................................................................... 7
2.1 Criterios de elección ......................................................................................................................... 9
2.2 Localización .................................................................................................................................... 12
3. Diseño de una planta Power-to-Gas de metanización biológica ......................................................... 15
3.1 Descripción del modelo .................................................................................................................. 16
3.2 Validación del modelo .................................................................................................................... 20
3.3 Descripción de una planta de Power-to-Gas.................................................................................. 22
3.4 Dimensionamiento y diseño de una planta Power-to-Gas ............................................................ 25
4. Impacto y análisis económico .............................................................................................................. 28
5. Conclusiones........................................................................................................................................ 32
Anexos ...................................................................................................................................................... 34
Anexo I – Líneas de código de la simulación ........................................................................................ 34
Anexo II – Líneas de código para el cálculo del trabajo del compresor ............................................... 35
Bibliografía ............................................................................................................................................... 36
3
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
Índice de tablas
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Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
Índice de figuras
Figura 1 – Localización focos de emisión de CO2 ....................................................................................... 8
Figura 2 – Zonas de emisiones de Monzón y Zaragoza ............................................................................ 10
Figura 3 – Red de Gas Natural en Aragón ................................................................................................ 10
Figura 4 – Red eléctrica en Aragón .......................................................................................................... 11
Figura 5 – Mapa localizaciones centrales hidráulicas, eólicas y centrales fotovoltaicas en Aragón........ 12
Figura 6 - Rd vs D para diferentes valores de vvm (ratio entre Gin/Vl) ................................................... 21
Figura 7 - Rp vs D para diferentes valores de vvm (ratio entre Gin/Vl) ................................................... 21
Figura 8 - X vs D para diferentes valores de vvm (ratio entre Gin/Vl) ..................................................... 21
Figura 9 – Esquema del proceso de electrolisis ....................................................................................... 23
Figura 10 – Esquema del proceso de captura de CO2.. ............................................................................ 24
Figura 11 – Equipos en una planta de metanización biológica ................................................................ 24
Figura 12 – Esquema del proceso global de la fábrica a instalar ............................................................. 25
5
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
1. Introducción
El principal reto de las energías renovables es igualar la producción de energía eléctrica que
facilitan los combustibles fósiles. A día de hoy, el desarrollo de la tecnología y la capacidad productiva
de las plantas de energía renovable no puede ni podría igualar la futura demanda de energía. Por lo
tanto se deben buscar otras formas de producción de energía [2]–[5].
Desde hace muchos años las empresas emiten grandes cantidades de CO2 a la atmósfera y,
aunque se hayan aprobado leyes y alcanzado acuerdos que reduzcan los límites de emisión, como
pueda ser el Protocolo de Kyoto, se necesita llevar a la práctica acciones que prevengan esas
emisiones. Estos acuerdos tratan de disminuir la velocidad a la que se está produciendo el cambio
climático debido al exceso de gases de efecto invernadero. También queda reflejado este problema en
el paquete de medidas sobre clima y energía hasta 2020 realizado por la Comisión Europea, donde uno
de los objetivos acordados es la reducción del 20% de las emisiones de gases de efecto invernadero
respecto del año 1990 –el Protocolo de Kioto solo establecía un 5% de reducción–.
Entre muchos de los métodos existentes para la eliminación de CO2 se encuentra la captura y
almacenamiento de CO2 . Pero cabe destacar que no se puede almacenar ilimitadamente, teniendo en
cuenta además el posible efecto perjudicial que tiene sobre el planeta el almacenamiento del CO2 , o el
rechazo social que produce esta solución. Otra de las soluciones adoptadas, deriva de la idea de la
deficiencia que podrían presentar las energías renovables para satisfacer la demanda eléctrica del
planeta, ya que depende tanto de la localización como de la irregularidad de la producción.
Este proceso de metanización se lleva a cabo dentro del concepto Power-to-Gas, que se
compone de 3 fases. La primera, la electrólisis, aprovecha el exceso de energía proveniente de las
fuentes de energía renovable para descomponer el agua en hidrógeno (que será utilizado para la
metanización) y oxígeno. Otra de las fases es la de captura de CO2 , ya que las emisiones provienen de
empresas y por lo tanto no se trata de un CO2 limpio; hay que tratarlo, por ejemplo mediante un
proceso de absorción con aminas para obtenerlo de forma pura. La última fase es la de metanización:
se trata de una reacción química en la que se combinan los compuestos obtenidos (CO2 y H2 ) en un
reactor para obtener una corriente gaseosa con un contenido rico en CH4 .
Para la fase de electrólisis es importante distinguir entre los 3 tipos de electrólisis existentes.
La más común y comercializada es la electrólisis alcalina. Las otras posibilidades son la membrana de
polímero electrolítico (PEM) y la electrólisis a alta temperatura, estando éstas últimas en fase de
desarrollo a escala de laboratorio (aunque existe alguna PEM comercial).
6
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
(ej. presas hidraúlicas). Por ello, la producción de hidrógeno como método de almacenamiento se cree
como una de las formas de almacenamiento más efectivas actualmente.
Los objetivos del trabajo consisten en el diseño de una planta Power-to-Gas, el dimensionado
de dicha planta y un análisis económico para determinan la viabilidad del proyecto. Para llevar a cabo
estos objetivos se empleará un modelo seleccionado de bibliografía, con el que se simulará la planta
en las condiciones adecuadas. El análisis económico se realizará basándose en artículos de bibliografía
del que se pueden extraer estimaciones de los precios y realizando algunas hipótesis. A la finalización
del proyecto se espera que el modelo funcione correctamente para las condiciones dadas, que el
tamaño de planta necesario entre dentro de unos límites lógicos y que económicamente sea favorable.
Dichas empresas emisoras se van a localizar en un mapa geográfico (se muestra en la Figura 1)
para hacer una distinción entre lugares en los que se reúnen varias empresas emisoras, pudiéndose
tratar de un lugar con alta probabilidad de ser elegido para la instalación de la planta, y zonas con
focos aislados, que posiblemente se descarten debido a que podrían presentarse problemas de
abastecimiento. La eliminación de CO2 sería también menor ya que una aglomeración de empresas
tendrá un mayor índice de emisiones que una empresa aislada, por lo que el objetivo de este proyecto
se cumplirá mejor cuanto mayor CO2 pueda ser eliminado.
7
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
Como se puede apreciar en la Tabla 1, se han agrupado las empresas en 3 grupos: “A” en el
que se incluyen todas aquellas empresas dedicadas a la generación de electricidad; “B”, grupo
representativo de todas las industrias de las cuales el CO2 proviene de procesos de combustión
llevados a cabo en calderas; y “C” empresas cuyo CO2 emitido proviene de otros procesos productivos
diferentes de los citados en los grupos “A” y “B”.
Cabe destacar que no se han incluido granjas en el desarrollo del estudio ya que, aunque el
biogás puede resultar una opción muy prometedora haciéndose reaccionar el CO2 de este para elevar
su calidad a la de gas natural, las grandes productoras de biogás que existían en Aragón han tenido
que cesar su actividad ya que no son económicamente viables. Se ha conocido de la existencia de
cuatro plantas de gestión de residuos que trataban purines para generar electricidad mediante
cogeneración y biogás [7]. La actividad de todas ellas ha sido cesada debido al cambio legislativo de
2014 en materia renovable. La localización de dichas plantas se encontraban en Altorricón (14,64 MW
de Dresser Rand), en Monzón (7,4 MW de Gas Natural Fenosa y 14,8 MW de Iberdrola) y en Fonz (7,4
MW de Iberdrola). La rentabilidad de esta operación es nula actualmente dado que las empresas se
ven obligadas a vender la energía que producen al mercado diario de electricidad sin recibir ningún
tipo de prima a cambio. También existen, en Huesca, dos empresas comercializadoras de biogás
(Biogás Blecua S.L. y Tratamientos Biológicos Osca S.L.), pero debido a su pequeño tamaño y poca
experiencia en el sector no se ven como opciones viables para el desarrollo de una gran planta de
metanización.
De cara a futuro, podría llegar a ser una opción viable si se tiene en consideración el reciente
proyecto LIFE Valporc [8], que fue lanzado a final de octubre de 2014. Uno de los principales objetivos
es construir, en Ejea de los Caballeros (polígono de Valdeferrín), una planta de producción de biogás a
partir de residuos orgánicos con una capacidad de tratamiento de 27.000 t/año.
8
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
El primer criterio utilizado es el tipo de grupo al que pertenecen las empresas (A, B o C),
habiendo descartados las del grupo A y C. Las empresas pertenecientes al grupo A, dado que son
centrales fósiles dedicadas a la generación de electricidad, operan de forma irregular a lo largo del
año. Esto influiría negativamente en la planta que se quiere diseñar, ya que se reduciría el período
operacional y la posibilidad de obtener rentabilidad. Además, la inversión que realizan las grandes
empresas eléctricas en centrales de carbón es cada vez menor, por lo que un proyecto Power-to-Gas
no tendría cabida. En las empresas del grupo C, el CO2 proviene de otros procesos distintos a la
combustión, por lo que sería más difícil conocer su composición y realizar la captura del CO2 . Por
tanto, se va a realizar el estudio para el grupo de empresas pertenecientes al grupo B, al ser el más
adecuado dada la proveniencia del CO2 (combustión) y la mayor estabilidad de operación que
presentan este tipo de industrias.
En base a los criterios mencionados en [9], empleados para distinguir la mejor zona posible
para una planta Power-to-Gas en Alemania, se va a buscar la zona que más pueda adecuarse a las
necesidades de la planta en la comunidad autónoma de Aragón:
Como se observa en la Figura 1, los principales focos de emisión son los que se encuentran en
los alrededores de los municipios de Zaragoza y Monzón. El resto de zonas se consideran focos
aislados dado que la distancia entre las empresas es mucho mayor, además de existir un menor
número de empresas. Por ello, se descartan las empresas que no están localizadas en Zaragoza o
Monzón.
Al igual que con el parámetro anterior, la mayoría de empresas son de tamaño medio, por lo
que tampoco es un parámetro discriminatorio. En caso de que hubiese una gran instalación como la
central térmica de Andorra, esta quedaría descartada por tener un tamaño excesivo para el propósito
del trabajo. A su vez, las pequeñas empresas tampoco serían válidas ya que su funcionamiento se
podría ver afectado por una instalación Power-to-Gas de mediana o gran escala.
9
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
Para este caso concreto, se desconoce si las empresas estudiadas cumplen este requisito. No
obstante, en casos como el de la papelera SAICA, se conoce que hacen uso de gas natural debido a los
procesos que llevan a cabo, además de mantener un contacto más directo, pero se desconoce el dato
para las demás fábricas.
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Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
Al igual que en el caso anterior, tanto la zona de Zaragoza como la de Monzón están en
igualdad de condiciones, por lo que no se puede hacer ninguna discriminación en este aspecto.
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Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
Figura 5 – Mapa localizaciones centrales hidráulicas, eólicas y centrales fotovoltaicas en Aragón. Fuente: Gobierno de
Aragón, 2008
2.2 Localización
Tras haber estudiado cada uno de los requisitos necesarios para que la planta Power-to-Gas
opere en las mejores condiciones posibles, se va a proceder a la elección final del lugar, dándole una
mayor relevancia a los parámetros operacionales (véase punto 2.1.1).
Además, como la mayoría de las plantas están a cargo de SAICA (4 de las 5 que se ocupan a la
fabricación de papel y cartón en Zaragoza), será también más sencillo para ponerse de acuerdo con
dicha empresa a la hora de estar cambiando la procedencia de las emisiones (cuando se apague una de
las fábricas y se ponga en marcha otra). Además, ellos mismos tienen el control sobre la reutilización
del gas natural que se va a generar, ya que no tendrían que venderlo, sino que lo pueden aprovechar.
También cabe destacar que las demás zonas (empresas dedicadas a la combustión en Zaragoza
y en Monzón) cumplen las características que se han citado en el apartado anterior, pero finalmente se
ha decidido optar por la opción de las papeleras en Zaragoza debido a la razón de que 4 de ellas están
bajo el control de la misma empresa y eso facilita algunos de los trámites como la reutilización del gas
natural y la procedencia de las emisiones.
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Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
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Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
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Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
La metanización biológica puede realizarse por dos vías, in-situ o ex-situ [2]. La metanización
in-situ consiste en la adición de hidrógeno directamente al digestor de biogás. En el digestor ocurre un
proceso biológico en el que la materia orgánica, en ausencia de oxígeno y mediante la acción de unas
bacterias específicas se descompone en productos gaseosos o “biogás” (CH4 , CO2 , H2 S … ) y otros
compuestos. Al adicionar hidrógeno, una parte, o la totalidad del dióxido de carbono generado se
convierte en metano, lo que resulta en un biogás con mayor contenido en metano y con un mayor
poder calorífico. Esta vía de producción está limitada por la cantidad de dióxido de carbono que se
produce en el digestor y la cantidad de hidrógeno que puede inyectarse sin afectar al proceso de
digestión.
Por otro lado, la metanización ex-situ se lleva a cabo en un segundo reactor separado del
digestor. De esta forma se puede realizar la metanización sobre un caudal de CO2 puro, o sobre un
biogás sin afectar durante el proceso de digestión de biomasa. Algunas de sus otras ventajas son la
posibilidad de ajustar las condiciones del proceso y un diseño preciso del reactor para cumplir los
requisitos que las arqueas exigen.
El modelo presentado por Bernacchi [10] resulta ser un modelo muy simplificado y sencillo, no
permitiendo alcanzar el grado de detalle deseado en el presente trabajo. Algunas de las variables más
importantes como la composición del gas de salida, la cantidad de biomasa que se genera y volumen
de reactor no quedan descritas por las ecuaciones propuestas, por lo que se decidió descartarlo.
El modelo desarrollado por Bensmann [11], define con detalle todas las etapas del proceso de
metanización biológica in-situ. Pero no es un modelo que se pueda emplear para la simulación del
presente proyecto dado que se está buscando un modelo que se ajuste a las condiciones de
metanización biológica ex-situ. Por este motivo se decidió descartar esta opción.
15
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
Finalmente, el modelo presentado por Schill et al. [12], se ajusta correctamente al caso que se
está buscando (metanización biológica ex-situ), además de desarrollar y modelar el proceso. Se
pueden obtener los parámetros característicos necesarios para el diseño de la planta si se conocen las
variables adecuadas, por lo que es posible obtener resultados con los que poder analizar más tarde si
sería viable o no instalar la planta de metanización.
Las variables de entrada necesarias para la ejecución de la simulación de este modelo son el volumen
de líquido en el reactor y ratio entre el volumen de gas y volumen de trabajo (vvm) bajo unas
condiciones fijadas de presión y temperatura.
El modelo deja fijas otras variables como ratio de dilución, fracción de hidrógeno a la entrada, relación
entre moles de biomasa e hidrogeno, ratio de crecimiento específico máximo, coeficiente de Henry,
constante de saturación para el hidrógeno, o coeficiente de mantenimiento.
Las variables que se obtendrán como resultados son las conversiones de cada uno de los compuestos
que forman parte de la reacción, la concentración de biomasa en la fase líquida y la cantidad de gas
que sale del reactor y su composición.
Este modelo considera que las reacciones químicas que tienen lugar en el reactor son las
ecuaciones ( 1 ) y ( 2 )
′ ′ ′ ′ ′
H2 + YC/D CO2 + YN/D NH3 → YX/D CH1.68 O0.39 N0.24 + YP/D CH4 + YW/D H2 O (1)
Donde D representa el compuesto que cede electrones (H2 ), C la fuente de carbono (CO2 ), N
la fuente de nitrógeno, X la biomasa (CH1.68 O0.39 N0.24 ), P el producto (CH4 ) y W el agua producida.
′
Los términos Yi/j representan la cantidad máxima que se puede producir de un compuesto respecto a
otro compuesto.
La velocidad con la que el hidrógeno se consume para el crecimiento del cultivo utilizado se
denomina vg (Ecuación 1). Sin embargo, esta velocidad no es suficiente para describir el sistema
biológico que se está utilizando ya que hay una parte del hidrógeno, no despreciable, que se consume
a una velocidad vm para la producción de CH4 (Ecuación 2). Además, esta aporta la energía necesaria
para el mantenimiento del cultivo, ya que es una reacción exotérmica.
1 1 1
H2 + CO2 → CH4 + H2 O (2)
4 4 2
16
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
𝑣𝑔 = 𝑟𝐷 − 𝑣𝑚 (3)
′
𝑟𝑋 = 𝑌𝑋/𝐷 · (𝑟𝐷 − 𝑣𝑚 ) (4)
′ 1 ′
𝑟𝐶 = −[𝑌𝐶/𝐷 · 𝑟𝐷 + ( − 𝑌𝐶/𝐷 ) · 𝑣𝑚 ] (5)
4
′
𝑟𝑁 = −𝑌𝑁/𝐷 · (𝑟𝐷 − 𝑣𝑚 ) (6)
′ 1 ′
𝑟𝑃 = 𝑌𝑃/𝐷 · 𝑟𝐷 + ( − 𝑌𝑃/𝐷 ) · 𝑣𝑚 ) (7)
4
′ 1 ′
𝑟𝑊 = 𝑌𝑊/𝐷 · 𝑟𝐷 + ( − 𝑌𝑊/𝐷 ) · 𝑣𝑚 ) (8)
2
Para poder calcular los coeficientes estequiométricos de la ecuación 1, se expresan los
′ ′
términos Yi/j (Ecuaciones 9 a 12) en función de YX/D
′ 𝛾𝐷 𝛾𝑋
𝑌𝑃/𝐷 = − · 𝑌′ (9)
𝛾𝑃 𝛾𝑃 𝑋/𝐷
′ ′
𝑌𝑁/𝐷 = 𝑥𝑁 · 𝑌𝑋/𝐷 ( 10 )
′ 𝛾𝑋 ′ 𝛾𝐷
𝑌𝐶/𝐷 = (1 − ) · 𝑌𝑋/𝐷 + ( 11 )
𝛾𝑃 𝛾𝑃
′ 𝛾𝑋 ′ 𝛾𝐷
𝑌𝑊/𝐷 = 1 − (1 − ) · 𝑌𝑋/𝐷 − ( 12 )
𝛾𝑃 𝛾𝑃
Donde 𝛾𝑖 es el grado de reducción para 1 C-mol de sustancia i, calculado según la ecuación 13:
𝛾𝑖 = 4 · 𝐶𝑖 + 𝐻𝑖 − 2 · 𝑂𝑖 − 3 · 𝑁𝑖 ( 13 )
3.1.1 Cinética
17
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
𝑣𝑚 = 𝑚 · 𝑋 ( 15 )
Los sustratos son transportados por difusión y/o convección desde el líquido hasta la superficie
de la célula, después de ello es absorbido por ésta. Los gases requieren también otro tipo de
transporte, ya que deben pasar de la fase gaseosa a la líquida. La velocidad de transferencia del
hidrógeno gaseoso viene definida por la ecuación 16:
𝐷𝑇𝑅 = 𝑘𝐿 𝑎 · (𝐶𝐷∗ − 𝐶𝐷 ) ( 16 )
∗
Donde k L a es el coeficiente de transferencia de masa, CD es la concentración de saturación del
hidrógeno en el medio y CD la concentración de hidrógeno en el líquido. Por lo tanto la velocidad de
∗
transferencia depende del coeficiente de transferencia de masa y de la fuerza impulsora, (CD − CD ). El
balance de masa para el hidrógeno en la fase líquida, en un reactor CSTR es:
𝑑𝐶𝐷
= 𝐷𝑇𝑅 − 𝐷 · 𝐶𝐷 − 𝑟𝐷 ( 17 )
𝑑𝑡
Dado que la cantidad de hidrógeno que sale del reactor en la parte líquida es despreciable
comparada con la cantidad de hidrógeno transferida de la fase gaseosa a la líquida, la ecuación 17 se
puede simplificar:
𝑑𝐶𝐷
= 𝐷𝑇𝑅 − 𝑟𝐷 ( 18 )
𝑑𝑡
El balance a la biomasa se define como:
𝑑𝑋
= 𝑟𝑋 − 𝐷 · 𝑋 ( 19 )
𝑑𝑡
Donde D es la velocidad de dilución.
Retomando la ecuación 18 y sustituyendo los valores por las ecuaciones que los
relacionan (ecuaciones 14 y 16) se obtiene:
𝑑𝐶𝐷 𝑐𝐷
= 𝑘𝐿 𝑎 · (𝐶𝐷∗ − 𝐶𝐷 ) − [𝑞𝐷𝑚𝑎𝑥 · ]·𝑋 ( 20 )
𝑑𝑡 𝑐𝐷 + 𝑘𝐷
Se realiza también la sustitución para el balance a la biomasa que se genera (ecuación 19( 19 ))
con sus respectivas ecuaciones 14 y 15, obteniéndose:
𝑑𝑋 ′ 𝑐𝐷
= 𝑌𝑋/𝐷 · (𝑞𝐷𝑚𝑎𝑥 · · 𝑋 − 𝑚 · 𝑋) − 𝐷 · 𝑋 ( 21 )
𝑑𝑡 𝑐𝐷 + 𝑘𝐷
18
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
Las ecuaciones de los balances a hidrógeno y biomasa pueden combinarse para obtener la
cantidad de biomasa generada en función de la velocidad de dilución:
′
𝑘𝐿 𝑎 · (𝐶𝐷∗ − 𝐶𝐷 ) · 𝑌𝑋/𝐷
𝑋= ′ ( 23 )
𝐷 + 𝑚 · 𝑌𝑋/𝐷
Por último, CD en la ecuación 23 puede ser sustituido por la ecuación 22 para obtener una
mejor descripción de la dependencia que existe de la cantidad biomasa generada respecto de la
velocidad de dilución:
′
(𝐷 + 𝑌𝑋/𝐷 · 𝑚 ) · 𝑘𝐷 ′
𝑘𝐿 𝑎 · (𝐶𝐷∗ − µ𝑚𝑎𝑥 − 𝐷 ) · 𝑌𝑋/𝐷
( 24 )
𝑋= ′
𝐷+𝑚· 𝑌𝑋/𝐷
∗
Los valores de k L a y CD están relacionados con el flujo de hidrógeno y la fracción de hidrógeno
en las burbujas, respectivamente. La cantidad de gas a la salida, suponiendo una conversión total del
hidrógeno, se reduciría a una quinta parte del gas de entrada, afectando al cálculo de estas variables.
La correlación empírica para k L a, bajo unas condiciones de presión total y entrada de energía
constantes, puede generalizarse a
𝑘𝐿 𝑎 = α · 𝐺 𝛽 ( 25 )
Donde G representa el flujo de gas en el sistema. En el caso de que GOUT (Ecuación 26) difiera
de GIN , el autor del modelo sugiere que G se tome como la media aritmética de los valores de flujo de
entrada y salida.
𝐺𝑂𝑈𝑇 = 𝐺𝐼𝑁 − 𝑟𝐷 · 𝑉𝐿 − 𝑟𝐶 · 𝑉𝐿 + 𝑟𝑝 · 𝑉𝐿 ( 26 )
𝑟𝐷 · 𝑉𝐿 − 𝑟𝐶 · 𝑉𝐿 + 𝑟𝑝 · 𝑉𝐿 𝛽
𝑘𝐿 𝑎 = α · (𝐺𝐼𝑁 − ) ( 27 )
2
Ocurre lo mismo para la concentración de hidrógeno en la fase líquida que está en equilibrio
∗
con la concentración de hidrógeno en la fase gas, CD . Estas dos concentraciones están relacionadas
entre sí por medio de la ley de Henry (Ecuación 29), según nos indica el autor en su desarrollo [12],
siendo necesario volver a utilizar la media aritmética entre la fracción de hidrógeno a la entrada y a la
salida. La fracción de hidrógeno en el gas de salida depende de la velocidad con la que se consume el
hidrógeno y ésta puede ser calculada mediante un balance al hidrógeno en fase gas (Ecuación 28).
19
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
𝐺𝐼𝑁 · 𝑦𝐷,𝐼𝑁 − 𝑟𝐷 · 𝑉𝐿
𝑦𝐷,𝑂𝑈𝑇 = ( 28 )
𝐺𝑂𝑈𝑇
∗
Sustituyendo, se obtiene la expresión de CD siguiente:
1 𝐺𝐼𝑁 · 𝑦𝐷,𝐼𝑁 − 𝑟𝐷 · 𝑉𝐿 𝑃
𝐶𝐷∗ = · (𝑦𝐷,𝐼𝑁 + )· ( 29 )
2 𝐺𝑂𝑈𝑇 𝐻𝐷
Para condiciones de estado estacionario, y tal y como se deduce de la ecuación (18), el balance
de hidrógeno puede describirse como:
𝑟𝐷 = 𝑘𝐿 𝑎 · (𝐶𝐷∗ − 𝐶𝐷 ) ( 30 )
Si se sustituye con las ecuaciones que se han ido obteniendo a lo largo de la explicación (k L a,
∗
CD y CD ) se obtiene una ecuación donde las únicas variables desconocidas son rD y D.
′
𝛽
1 𝐺𝐼𝑁 · 𝑦𝐷,𝐼𝑁 − 𝑟𝐷 · 𝑉𝐿 𝑃 (𝐷 + 𝑌𝑋/𝐷 · 𝑚 ) · 𝑘𝐷
𝑟𝐷 = α · 𝐺 · ( · (𝑦𝐷,𝐼𝑁 + )· − ) ( 31 )
2 𝐺𝑂𝑈𝑇 𝐻𝐷 µ𝑚𝑎𝑥 − 𝐷
Tabla 2 – Tabla comparativa de los resultados entre el artículo y la simulación. Fuente de datos del artículo, [12]
Parámetro 0.2vvm art. 0.2vvm sim. 0.5vvm art. 0.5vvm sim. 1vvm art. 1vvm sim.
𝒂𝒑
𝒀𝑿/𝑪 [𝑪𝒎𝒐𝒍/𝒎𝒐𝒍] 0.048 0.073 0.058 0.073 0.058 0.073
𝒂𝒑
𝒀𝑷/𝑿 [𝒎𝒐𝒍/𝑪𝒎𝒐𝒍] 19.56 16.84 16.12 16.84 16.26 16.84
Las pequeñas discrepancias existentes en los resultados pueden ser debidas a un factor.
Cuando se designan las velocidades de aparición/desaparición de los compuestos en el artículo, al
dióxido de carbono se le asigna signo negativo ya que desaparece. Pero, más tarde, al realizar el
cálculo del flujo de gas a la salida del reactor se puede observar que la velocidad de desaparición del
carbono está sustrayendo:
20
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
𝐺𝑂𝑈𝑇 = 𝐺𝐼𝑁 − 𝑟𝐷 · 𝑉𝐿 − 𝑟𝐶 · 𝑉𝐿 + 𝑟𝑝 · 𝑉𝐿
Si se tiene en cuenta como están definidas rc y Gout por el autor (ecuaciones 5 y 26), al realizar
la simulación se obtiene un doble signo negativo en la fórmula de Gout, que indicaría que el CO2 se
genera en vez de consumirse. Ya sea utilizando las ecuaciones proporcionadas en el artículo, o
corrigiendo la posible errata, el comportamiento del sistema es similar, cambiando levemente los
valores obtenidos.
Figura 6 - Rd vs D para diferentes valores de vvm (ratio entre Gin/Vl). Fuente de la segunda imagen [12]
Figura 7 - Rp vs D para diferentes valores de vvm (ratio entre Gin/Vl). Fuente de la segunda imagen [12]
Figura 8 - X vs D para diferentes valores de vvm (ratio entre Gin/Vl). Fuente de la segunda imagen [12]
21
Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
Como se puede apreciar, si se comparan estas gráficas con las correspondientes en el artículo,
los valores reflejan el mismo comportamiento. Por lo tanto el modelo es válido.
Se quiere demostrar además que el modelo desarrollado puede aplicarse a escala comercial,
puesto que el objetivo del presente proyecto consiste en el diseño de una planta industrial de gran
potencia. Se ha realizado una búsqueda de empresas del sector que funcionen actualmente y cuyos
equipos sean los más desarrollados en cuanto a capacidades y potencia, dado que se asemejará mejor
al objetivo que se quiere conseguir posteriormente.
Para la simulación de este caso se utilizarán los parámetros de la empresa MicrobEnergy [13],
ya que los parámetros que allí se manejan coinciden aproximadamente con los que se ha realizado la
simulación anterior. Por ejemplo, el ratio de formación de metano indicado por MicrobEnergy es 2,5
h−1 en sus instalaciones y el valor de GHSV (gas hourly space velocity) reportado por la empresa es
10,5 h−1. Mientras que la simulación permite obtener altos porcentajes de metano en condiciones de
operación similares, que son 2,6 y 14,0 respectivamente. Se confirma así que el modelo también
funciona para condiciones de trabajo reales:
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se puede dar el caso contrario, en el que se estará ante un defecto de energía renovable, lo que
impedirá alcanzar la cantidad de hidrógeno necesaria para llevar a cabo el proceso de metanización. Es
decir, el almacenamiento de hidrógeno es necesario para ambos casos, en los que hay un exceso de
energía, como para los casos en los que hay un defecto, pudiéndose aprovechar ese hidrógeno
almacenado anteriormente. Con el inconveniente que presenta la forma de almacenamiento (peligro
de explosión debido a las altas presiones entre los más destacados), siendo la solución más común el
uso de tanques presurizados a altas presiones, por ello hay que disponer también de un compresor.
Otra de las fases que componen el proceso del Power-to-Gas es la planta de captura de CO2
(Figura 10 – Esquema del proceso de captura de 𝐂𝐎𝟐 ya que el gas de combustión que emite la
empresa no se puede introducir directamente en la planta de metanización al llevar otros compuestos
que hay que eliminar. En este caso se ha seleccionado la tecnología de captura por aminas.
Primero, el gas de combustión entra a la columna de absorción, donde el CO2 es absorbido por
la monoetanolamina (MEA). Después, el gas limpio abandona la columna de absorción por la parte de
arriba, mientras que la MEA que contiene el CO2 abandona la torre por la parte inferior. Esta corriente
va a ser bombeada a la siguiente columna de separación; antes de entrar a ella se produce un
intercambio de energía entre la corriente rica (que contiene CO2 ) y la pobre, ya que la pobre tiene una
mayor temperatura por las condiciones que se dan en la torre de separación.
Cuando la corriente rica entra a la torre de separación, el calor que se aporta en el calderín de
esta columna va a producir una separación entre la MEA y el CO2 . La MEA se extraerá por la parte
inferior y es lo que se ha denominado corriente pobre ya que no contiene CO2 . La corriente con CO2 se
extraerá por la parte superior, que más tarde será enfriada para condensar el vapor de agua que
contenga y obtener así una corriente gaseosa de CO2 pura. La corriente pobre que abandona el
separador, después de pasar por el intercambiador, se lleva a un filtro para eliminar las posibles
impurezas que se pudieran haber presentado y vuelve a utilizarse en la torre de absorción.
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El concepto de interconexión entre las diferentes plantas se ilustra en la Figura 12. Hay que
señalar que el gas natural producido podría ser utilizado para autoconsumo y por tanto no se inyecta a
la red de gas natural.
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Todos los parámetros necesarios para el cálculo de las variables de diseño deseadas se
encuentran listados en la Tabla 4 – Parámetros establecidos de las diferentes unidades de la planta En
el caso de la planta de metanización, se van a mantener todas las proporciones obtenidas durante la
simulación y verificación del modelo (véase apartado 3.2).
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𝑚𝑜𝑙𝑔𝑎𝑠 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝐿
𝑉𝑖𝑛 = 𝐺𝑖𝑛 [ ] · 22,4 [ ] ( 35 )
𝑎ñ𝑜 𝑚𝑜𝑙
De forma que el cálculo del volumen de reactor quedaría expresado conforme se explicita en la
ecuación ( 36 );
𝐿 𝑔𝑎𝑠 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎
𝑉𝑖𝑛 [ ]
ℎ ( 36 )
𝑉𝑅 =
𝐿 𝑔𝑎𝑠 𝑚𝑖𝑛
𝑣𝑣𝑚 [ · 60 [
𝐿 𝑟𝑒𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 · 𝑚𝑖𝑛] ℎ ]
Para la planta de captura de CO2 se han realizado los siguientes cálculos basándose en algunos
parámetros obtenidos de [15], [16].
La cantidad de calor necesaria para que se realice el proceso de captura se puede estimar en
un valor aproximado de 19,4 MJ⁄kg CO2 eliminado [15], con lo que se puede calcular la cantidad total
de calor necesaria:
𝑀𝐽 𝑀𝐽 𝑘𝑔 𝐶𝑂2 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎
𝑄𝑛𝑒𝑐𝑒𝑠𝑎𝑟𝑖𝑜 [ ] = 𝜎[ ] · 𝐶𝑂2 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 [ ] ( 39 )
𝑎ñ𝑜 𝑘𝑔 𝐶𝑂2 𝑒𝑙𝑖𝑚𝑖𝑛𝑎𝑑𝑜 𝑎ñ𝑜
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Conociendo el porcentaje en peso del disolvente (30% MEA, 70% agua) [15] se puede calcular
la cantidad necesaria tanto de MEA como de agua:
𝑘𝑔 𝑀𝐸𝐴
𝑘𝑔 𝑀𝐸𝐴 𝑚̇𝑀𝐸𝐴 [ ]
ℎ
𝑦𝑀𝐸𝐴 [ ]=
𝑘𝑔 𝑑𝑖𝑠𝑜𝑙𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑘𝑔 𝑑𝑖𝑠𝑜𝑙𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒 ( 41 )
𝑚̇𝑑𝑖𝑠𝑜𝑙𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒 [ ]
ℎ
𝑘𝑔 𝑎𝑔𝑢𝑎
𝑘𝑔 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑚̇𝑎𝑔𝑢𝑎 [ ]
ℎ
𝑦𝑎𝑔𝑢𝑎 [ ]= ( 42 )
𝑘𝑔 𝑑𝑖𝑠𝑜𝑙𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑘𝑔 𝑑𝑖𝑠𝑜𝑙𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒
𝑚̇𝑑𝑖𝑠𝑜𝑙𝑣𝑒𝑛𝑡𝑒 [ ]
ℎ
El volumen que ocuparía la cantidad de hidrógeno que se quiere almacenar, la cual equivale a
la producción de 1 hora, en condiciones normales sería:
𝑚𝑜𝑙 𝐻2 𝐿
𝑉𝐶.𝑁. [𝐿] = 𝑄𝐻2 [ ] · 22,4 [ ] · 1 [ℎ] ( 43 )
ℎ 𝑚𝑜𝑙
Por lo tanto, para poder almacenarlo en el depósito, de volumen = 75 m3 (hipótesis), será
necesario comprimirlo hasta una presión de:
𝑚𝑜𝑙 𝐻2 𝑚3 · 𝑏𝑎𝑟
𝑄𝐻 2 [ ] ·𝑅[ · 𝑇[𝐾] · 1[ℎ]
ℎ 𝑚𝑜𝑙 · 𝐾 ] ( 44 )
𝑃𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 [𝑏𝑎𝑟] =
𝑉𝑑𝑒𝑝ó𝑠𝑖𝑡𝑜 [𝑚3 ]
Por último, hay que conocer la potencia consumida por el electrolizador para que realice la
operación necesaria:
𝑚3 𝐻2 𝑘𝑊ℎ
𝑃𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡. [𝑘𝑊] = 𝑄𝐻2 [ ] · 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 [ 3 ] ( 45 )
ℎ 𝑚
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Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
Tabla 5 – Variables de diseño calculadas para caracterizar las diferentes unidades de la planta
Los cálculos necesarios para poder calcular el coste de equipos o los costes anuales de alguna
de las instalaciones son los siguientes. Para el cálculo de la MEA degradada se ha utilizado el valor de
0,03 kg mea degradada/kg mea [17].
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𝑘𝐽 𝑘𝑔 𝐶𝐻4
𝑃𝐶𝐻4 [𝑘𝑊] = 𝑃𝐶𝐼𝐶𝐻4 [ ] · 𝑄𝐶𝐻4 [ ] ( 46 )
𝑘𝑔 𝐶𝐻4 𝑠
Mediante la ecuación 47 se halla la cantidad de vapor que la empresa consumirá para llevar a
cabo la captura de CO2 . Este factor pertenece al conjunto de gastos de operación y mantenimiento.
𝑀𝐽 𝑘𝐽 𝑘𝑔
𝐶𝑎𝑙𝑜𝑟𝑐𝑎𝑝𝑡𝑢𝑟𝑎 𝐶𝑂2 [ ] = ∆𝐻𝑐𝑜𝑛𝑑. [ ] · 𝑚̇𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 [ ] ( 47 )
𝑎ñ𝑜 𝑘𝑔 𝑎ñ𝑜
Tras repetir el ciclo de captura de CO2 un número de veces, el flujo de MEA que recorre el
circuito de funcionamiento puede perder efectividad, esto causa que haya que reponer cierta cantidad
de MEA anualmente para que el proceso no se vea afectado por esta disminución de rendimiento de la
corriente de MEA. La cantidad a renovar anualmente queda definida por la ecuación 48.
𝑘𝑔 𝑘𝑔 ℎ 𝑘𝑔 𝑀𝐸𝐴 𝑑𝑒𝑔𝑟𝑎𝑑𝑎𝑑𝑎
𝑚̇𝑀𝐸𝐴 𝑑𝑒𝑔𝑟𝑎𝑑𝑎𝑑𝑎 [ ] = 𝑚̇𝑀𝐸𝐴 [ ] · 6000 [ ]· 𝜏 [ ] ( 48 )
𝑎ñ𝑜 ℎ 𝑎ñ𝑜 𝑘𝑔 𝑀𝐸𝐴
En la Tabla 6 se exponen los parámetros requeridos, como por ejemplo el poder calorífico del
metano y el trabajo en cada etapa del compresor, para realizar el cálculo de cada una de las variables
que inducen a beneficios o pérdidas para la empresa, definidas en las ecuaciones 46 a 48.
Tabla 6 – Variables necesarias para el cálculo de algunos parámetros necesarios para calcular costes
En la Tabla 8 figuran los costes de cada una de las 3 partes de la planta de Power-to-Gas, que
conforman el coste total de equipos de la planta. Los costes de instalaciones, terrenos y material
necesario para el funcionamiento de la planta, que junto al coste de equipos conforman los costes
directos. Uniendo los costes directos a los costes de mano de obra (costes indirectos) se obtiene la
inversión total inicial requerida. Aparecen también los costes de operación y mantenimiento y los
ingresos, evaluando así los beneficios que pudiera recibir la empresa.
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Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
Costes indirectos
Ingeniería 6.092.022 [18] 7% total costes directos
Gastos legales 1.070.355 [18] 1% total inversión
Gastos de construcción 2.140.711 [18] 2% total inversión
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Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
Entre los costes anuales destacan el de operación y mantenimiento, los cuales son función de
la inversión inicial. Y los costes de renovación anual de MEA, al trabajar con grandes cantidades de este
compuesto para posibilitar la producción requerida de CO2 , se incurre en una cuota de pago anual
considerable. Aunque la cantidad a renovar sea un 3%, respecto del total que circula por la planta es
un flujo enorme, y el precio a pagar por unidad de MEA es asimismo grande.
Los ingresos anuales no alcanzan a cubrir los gastos anuales. Uno de los motivos de que los
ingresos no sean tan altos como se espera es el ahorro por la cantidad de CO2 no emitida. Como se
puede apreciar en la Tabla 8 – Costes de inversión, operación y mantenimiento de la planta, el ahorro
por unidad de CO2 es muy bajo.
Dado que el beneficio anual es negativo, se ha hecho un análisis sobre las circunstancias que
deberían presentarse para obtener un beneficio anual positivo. Las variables que pueden ser
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modificadas para lograr dicho objetivo son el precio de la electricidad, el coste del vapor (se hará con
el precio mínimo posible), el ahorro al emplear el gas natural que se ha generado en vez de comprarlo
y el precio que se deja de pagar por las emisiones de CO2 .
Verificándose que el cambio de cada una de las variables de forma particular (disminuyendo
los costes y aumentando los ahorros) es positivo respecto del beneficio anual que se obtendría, pero
no suficiente para alcanzar el objetivo marcado, la combinación de todos los factores citados será
puesto bajo análisis.
Para ello, se va a asumir que el exceso de electricidad proveniente de las EERR que se emplea
es gratuito. A su vez, se supondrá que el coste por kilogramo de vapor es gratuito también en lugar del
valor original de 0,0088 €/kg vapor. El precio de compra del CH4 se supondrá de 50 €/MWh, para que
el ahorro sea mayor. La última consideración ajusta la tarifa a pagar por la emisión de CO2 , para que
empiece a existir beneficios. Esta se sitúa en los 71 €/tCO2, muy por encima del valor actual. Bajo estas
condiciones, se reportaría un beneficio anual positivo de 2753,54 €/año.
5. Conclusiones
En el presente proyecto se ha dimensionado una planta Power-to-Gas, propuesta como una de
las posibles soluciones al problema del exceso de emisiones de CO2 y cambio climático. Para conseguir
este objetivo se ha realizado una selección del lugar que mejor se adapta a los criterios aplicados. Se
ha elegido un modelo adecuado y se ha verificado su funcionamiento mediante una simulación.
Los criterios utilizados para la selección del emplazamiento apenas han sido determinantes en
este caso, el único que ha tenido relevancia ha sido el de conglomeración de empresas. Dado que las
características de la mayoría de empresas eran similares, se podría haber escogido también la zona de
Monzón, la razón de escoger la zona de Zaragoza ha sido que todas las fábricas pertenecían a la misma
empresa.
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correcta de almacenarlo es mediante un depósito presurizado, para este caso concreto se diseña un
depósito de 75 m3, con lo que el flujo de hidrógeno debería ser almacenado a 106,87 bar.
En cuanto al análisis económico se observa que de la inversión inicial necesaria (107 M€), casi
la mitad corresponde al electrolizador (52 M€). Actualmente la tecnología de los electrolizadores a
gran escala aún está en desarrollo, por lo que se espera que el precio de éstos baje conforme pasen los
años. Mientras esto ocurra, se concluye que en un proyecto Power-to-Gas, el electrolizador va a tener
mucha influencia a la hora de realizar la inversión inicial.
Respecto a las pérdidas anuales (7,2 M€/año), podrían reducirse, por orden de influencia,
reduciendo la cantidad de aminas a recircular. Una disminución del precio del electrolizador, que
repercutiría en los costes de las tareas de operación y mantenimiento. Y el calor necesario para la
planta de aminas también influye aunque en menor medida, pudiendo ahorrar si no hubiera que
comprar el calor de forma externa. A su vez, el precio del CO2 se encuentra muy por debajo del precio
que inicialmente se pensó que costaría, actualmente el precio por tonelada de CO2 ronda los 5€,
mientras que inicialmente se pensó que el precio estaría cerca de los 50€ por tonelada. Lo que hace
que apenas tenga influencia en cuanto a los ingresos anuales.
Tras la realización del proyecto, se ha podido observar que en líneas generales el Power-to-
Gas es todavía una tecnología que está en desarrollo, ya que la mayoría de los procesos que se llevan a
cabo no se encuentran en fase comercial (a excepción de la captura de CO2 ). Las instalaciones para el
proceso de metanización biológica requieren estudiar cómo llevar a cabo una mejora de la
transferencia del hidrógeno a la fase líquida. La fase de electrólisis requiere desarrollar más la
tecnología de los electrolizadores PEM y SOEC, aunque presentan mejoras respecto de los
electrolizadores AEL, el PEM presenta el inconveniente de que su tiempo de actividad es muy corto y el
SOEC sólo se ha utilizado a escala de laboratorio. La operación del reactor también puede llegar a ser
compleja cuando se trabaja con tamaños grandes. Todos estos factores influyen en la decisión final de
realizar estas instalaciones mayoritariamente a pequeña escala. Es por ello que la instalación de
Power-to-Gas diseñada en este proyecto ocupa un volumen muy grande, el coste de la planta es
elevado y no se puede consumir todo el dióxido de carbono que se quiere.
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Anexos
Anexo I – Líneas de código de la simulación
{Variables iniciales}
{REACCIONES}
{CRECIMIENTO BIOMASA}
{METANIZACION}
{REACCION GLOBAL}
{PARAMETROS}
alpha=1722,3
beta=0,4355
mumax=0,361 {horas, ratio de crecimiento específico máximo}
Hd=1250 {bar * L / mol, coeficiente de Henry para las condiciones dadas}
Kd=5,6*10^(-6) {mol/L, constante de saturacion para hidrogeno}
m=1,67 {mol/C-mol*h, coeficiente de mantenimiento}
R=0,08314472 {barL/molK, constate universal de los gases}
{VARIABLES}
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Rdgrafica=Rd*22,4*1000/60 {ml/(L*h)}
Rpgrafica=Rp*1000*22,4/60 {ml/(L*h)}
Xgrafica=X*(12+1,68+16*0,39+0,24*14) {g/L}
{Rcgraf=Rc*1000*60/22,4}
Yxc=Yxd*Rd/Rc
{Ypx=Ypd*Rd/Rx}
{Balance al O}
BalC=(Gin*Ycin-Rx*Vl-Rp*Vl-Ycout*Gout)/(Gin*Ycin)*100
BalO=(Gin*Ycin*2-Rx*Vl*0,39-Rw*Vl-Ycout*Gout*2)/(Gin*Ycin*2)*100
BalN=(-Rn*Vl-Rx*Vl*0,24)/(-Rn*Vl)*100
BalH=(Gin*Ydin*2-Rn*Vl*3-Rx*Vl*1,68-Rp*Vl*4-Rw*Vl*2-Ydout*Gout*2)/(Gin*Ydin*2)*100
"-------------------------------------PUNTO 1---------------------------------------"
"Gases saliendo del compresor"
P[1]=5 [bar] "Valor a modificar dependiendo de la etapa de trabajo"
Q[1]=Q[0]
"Entalpia isentrópica. Calculada en la presión de salida y la entropía de entrada"
h_1s=Enthalpy(Hydrogen;S=S[0];P=P[1])
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Diseño de una planta de metanización biológica en Aragón. Alejandro Quintana Cifre
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