O b t e n c i ó n d e h i d r ó g e n o a p a r t i r d e l o s g a s e s g e n e r a d o s e n

l o s v e r t e d e r o s

Preparado por: Marina Bayoll Delgado

Preparado para: El hidrógeno como sistema energético

Fecha: Julio 2012

 

1

Tabla de contenido 1.Objetivo ......................................................................................................................... 4

2.Introducción ................................................................................................................... 4

3.El hidrógeno .................................................................................................................. 5

3.1.Definición del hidrógeno y propiedades ..................................................................... 5

3.2.Producción .................................................................................................................. 6

3.2.1.Conversión química ............................................................................................. 7

3.2.2. Termólisis ........................................................................................................... 9

3.2.3. Electrólisis ........................................................................................................ 10

3.2.4. Fermentación .................................................................................................... 11

3.2.5. Procesos fotobiológicos .................................................................................... 12

3.3.Almacenamiento ....................................................................................................... 12

3.4.Distribución del hidrógeno ....................................................................................... 16

4.Vertedero de residuos solidos urbanos ........................................................................ 18

4.1.Clasificación de vertederos de residuos solidos urbanos .......................................... 18

4.2.Degradación anaerobia y generación de metano ...................................................... 19

5.Generación de biogás en los vertederos controlados de RSU. .................................... 20

5.1. Etapas de la degradación anaerobia ......................................................................... 20

5.2. Composición del biogás ........................................................................................... 22

5.2.1. Evolución de la composición con el tiempo ..................................................... 22

5.2.2. Componentes mayoritarios del biogás .............................................................. 23

5.2.3. Componentes minoritarios del biogás .............................................................. 25

5.3. Impacto ambiental de la generación de biogás en los vertederos ............................ 25

5.3.1 Efectos sobre la Seguridad e Higiene de los trabajadores y la población adyacente. ................................................................................................................... 26

2

5.3.2. Efectos sobre la vegetación. ............................................................................. 26

5.3.3 Efectos sobre el Medio Ambiente global .......................................................... 26

6. Sistemas de extracción del gas ................................................................................... 27

6.1. Tipos de sistemas de extracción de gas ................................................................... 27

6.1.1. Extracción horizontal de gas ............................................................................. 29

6.1.2. Extracción vertical de gas ................................................................................. 29

6.2. Diseño del pozo de extracción ................................................................................. 30

6.3. Diseño de la tubería general .................................................................................... 30

6.4. Diseño del sistema de transporte del condensado ................................................... 31

7.Aprovechamiento energético del gas de vertedero ...................................................... 31

7.1.Clasificación y usos del biogás ................................................................................. 31

7.2. Aplicaciones para el biogás de baja calidad ............................................................ 32

7.3. Aplicaciones para el biogás de media calidad ......................................................... 33

7.4 Aplicaciones para el biogás de alta calidad .............................................................. 33

8. Obtención de hidrógeno a partir de los gases del vertedero. ...................................... 34

8.1. Tratamiento primario ............................................................................................... 34

8.1.1. Eliminación de condensados ............................................................................ 34

8.1.2. Filtración de partículas ..................................................................................... 35

8.2. Tratamiento secundario ........................................................................................... 35

8.2.1. Eliminación de Sulfuro de hidrógeno ............................................................... 35

8.2.2. Eliminación de dióxido de carbono y obtención de hidrógeno. ....................... 36

9.Purificación .................................................................................................................. 39

9.1. Reacción de cambio agua/gas .................................................................................. 40

9.2. Oxidación selectiva .................................................................................................. 40

9.3. Metanaje .................................................................................................................. 41

3

9.4.Adsorción por oscilación de presión ........................................................................ 42

9.5.Membranas separadoras de metal ............................................................................. 43

10. Fuentes bibliográficas ............................................................................................... 45

 

4

1.Objetivo

El objetivo del presente trabajo es describir y explicar cómo, a partir de los gases que se producen en los vertederos, se puede producir hidrógeno que posteriormente se usa en diversas aplicaciones industriales.

2.Introducción

Actualmente, existe un consenso científico basado en que el clima global se verá alterado significativamente como resultado del aumento de concentraciones de gases invernadero tales como el dióxido de carbono, metano, óxidos nitrosos y clorofluorocarbonos.

Los residuos urbanos, industriales y agrícolas constituyen uno de los principales problemas medioambientales de las sociedades industrializadas.

A nivel mundial, los vertederos representan la tercera fuente más grande de emisiones antropogénicas, lo que constituye aproximadamente el 13 % de las emisiones mundiales de metano, o un valor equivalente a más de 223 millones de toneladas métricas de carbono (MMTCE).

En España, la media de generación de residuos urbanos domésticos se sitúa en torno a 1,2 kg por día y habitante. Se generan cada año 50 millones de toneladas de residuos. La acumulación en los vertederos provoca emisiones en la atmósfera de gas metano. Éste junto con el anhídrido carbónico producido durante la eliminación de residuos sólidos urbanos en vertederos, son los principales responsables del calentamiento global o efecto invernadero.

Actualmente en España, la mayor parte de los vertederos emiten libremente los gases contaminantes a la atmósfera sin hacer una previa recuperación energética de los mismos.

El Real Decreto 1481/2001 para el control de residuos depositados en vertederos y el Plan Nacional de Residuos Urbanos, va a hacer variar drásticamente el panorama nacional de gestión de vertederos y, como consecuencia, la producción de biogás en los vertederos.

Dentro de los diferentes medios actualmente disponibles para la obtención de energía eléctrica mediante el aprovechamiento del metano procedente de los gases de vertederos, cabe destacar el proceso por el cual, mediante previos tratamientos de estos gases se consigue obtener hidrógeno para una utilización posterior en pilas de combustibles. El hidrógeno aporta la ventaja de ofrecer la oportunidad de un ciclo energético limpio, contribuyendo de esta forma a reducir las emisiones de contaminantes y en consecuencia a cumplir el Protocolo de Kyoto y evitar el calentamiento global del planeta.

5

3.El hidrógeno 3.1.Definición del hidrógeno y propiedades

El hidrógeno es el elemento más abundante del universo con un peso del 92% del total, seguido por el Helio con un 7% y un 1 % para los demás elementos. Pero es poco abundante en la atmósfera terrestre, debido a que su pequeña masa hace muy difícil su retención en el campo gravitatorio terrestre. En la superficie terrestre, es el décimo elemento mas abundante, y generalmente se le encuentra en forma de agua, la cual abarca casi el 80 % del planeta. También se le puede encontrar en combustibles fósiles, materia orgánica, etc.

Es el elemento más simple de la tabla periódica, con un número atómico igual a 1. Solo consta, de un electrón y un protón. Como la mayoría de gases, se encuentra en la naturaleza en forma diatómica, aunque a altas temperatura se puede disociar para combinarse con otros elementos.

Existen tres isótopos del hidrógeno. El hidrógeno sin ningún neutrón se denomina protio y se encuentra en la naturaleza en una proporción del 99,985% del total, el deuterio, que tiene 1 neutrón, se encuentra en una proporción muy pequeña con un 0,015% y el tritio, que posee 2 neutrones más que el protio, es muy raro de encontrar.

Figura 1. Isótopos del hidrógeno

La molécula de hidrógeno es la más pequeña que se conoce, y en condiciones normales, se encuentra en la naturaleza en forma gaseosa, inodoro, incoloro e insípido. Tiene una gran facilidad de difusión en el medio y una buena conductividad calorífica.

A continuación, se detallan algunas propiedades y datos interesantes acerca del hidrógeno.

6

Tabla 1. Propiedades del hidrógeno

Propiedades Temperatura crítica (ºC) -240,18

Temperatura de evaporación (ºC) -252,76 Temperatura de fusión (ºC) -259,1

Densidad del gas (g/L) 0,08988 Densidad del líquido a-253ºC (g/ml) 0,0708

Densidad del sólido a -262 (g/ml) 0,0706 Estructura Cristalina hexagonal

Masa atómica (kg/kmol) 1,007940 Masa molecular (kg/kmol) 2,01588

Constante especifica del gas (J/kg·K) 4124,3 Calor específico a presión constante (kJ/kmol·K) 28,623

Calor específico a volumen constante (kJ/kmol·K) 20,309

Al realizar una comparativa entre el hidrógeno y otros gases o hidrocarburos, se observa que es el combustible sintético más barato de producir por unidad de energía almacenada (29.000 kcal/kg contra las 12.000 del gas natural u 11.000 de propano, butano o gasolina) y casi no da lugar a contaminación alguna. Además, es un gas muy ligero, ya que apenas pesa la tercera parte de los combustibles fósiles. Es muy voluminoso como gas y como líquido. Para una energía dada, el hidrógeno líquido (a temperatura de 20 K) ocupa 3,8 veces el volumen ocupado por la gasolina y como gas, ocupa 3,6 veces el volumen ocupado por el gas natural, pero puede convertirse fácilmente en otras formas de energía más útiles para el usuario.

Posee una alta velocidad de inflamación con amplios límites de inflamabilidad, lo cual lo favorece como combustible para motores de combustión interna, turbinas de gas o motores a chorro.

3.2.Producción

En la siguiente figura se muestra métodos de producción de hidrogeno clasificados por diferentes fuentes. Muchos de ellos comparten el mismo proceso de producción.

7

Figura 2. Métodos de producción de hidrógeno clasificados por diferentes fuentes.

Como se puede ver en la figura, la electrólisis se puede llevar a cabo a partir de energía nuclear o energía eólica, siendo el proceso físico el mismo. Ocurre lo mismo con la termólisis que puede ser activada mediante energía nuclear.

3.2.1.Conversión química

Los principales procesos de conversión química son:

v Reformado

• Reformado con vapor de agua • Oxidación parcial • Reformado autotérmico

v Pirólisis v Gasificación

3.2.1.1.Pirólisis

La pirólisis consiste en la descomposición de un combustible sólido (carbón o biomasa) mediante la acción de calor (normalmente a unos 450°C para la biomasa y 1.200°C para el carbón) en ausencia de oxígeno. Los productos finales de este proceso dependen de la naturaleza del combustible empleado, de la temperatura y presión de la operación y de los tiempos de permanencia del material en la unidad. Los productos que se pueden obtener son:

§ Gases compuestos de H2, CO, CO2 e hidrocarburos, normalmente metano. § Líquidos hidrocarbonados. § Residuos carbonosos (coque).

Desde el punto de vista de la producción de hidrógeno interesa controlar la reacción para que se produzca un gas de síntesis (CO y H2) que posteriormente puede

8

ser acondicionado mediante la reacción de desplazamiento y un proceso de purificación, similar a las dos últimas fases del reformado con vapor de gas natural.

!" + !!! → !"! + !!

La pirólisis ha sido utilizada desde hace bastante tiempo para obtener el llamado “gas de hulla”, en el que se introduce la hulla en un horno sin aire a 1.200ºC lográndose la descomposición de ésta en coque y un gas con 50% de H2, 10% CO, 2% de CO2, 30% de CH4, 4% de N2 y 4% de otros hidrocarburos. Se lograban producciones de 350 g de gas por cada kg de hulla, obteniéndose como subproducto 650 g de coque.

También resulta interesante la aplicación de la pirólisis a los residuos sólidos urbanos (RSU) logrando obtenerse líquidos hidrocarbonados que posteriormente pueden ser reformados para obtener hidrógeno.

3.2.1.2. Gasificación

El proceso de gasificación consiste en una combustión con defecto de oxígeno en la que se obtiene CO, CO2, H2 y CH4, en proporciones diversas según la composición de la materia prima y las condiciones del proceso. El oxígeno se limita entre un 10% y un 50% del estequiométrico y la temperatura oscila entre 700°C y 1500°C. La gasificación puede aplicarse tanto a la biomasa como al carbón.

Si la reacción se verifica con aire se obtiene un “gas pobre” (gas de gasógeno) que en el caso de proceder de carbón o coque contiene entre un 25% al 30% de CO, 65% al 70% de N2 y algo de O2 y CO2. Para obtener hidrógeno sería necesario efectuar una reacción de desplazamiento sobre dicho gas. Por el contrario, si la reacción se verifica con oxígeno y vapor de agua se obtiene un gas de síntesis (H2 y CO) que puede ser empleado, además de para producir hidrógeno, para obtener combustibles líquidos como metanol y gasolina.

Por tanto, desde el punto de vista de la producción de hidrógeno interesan los procesos de gasificación con vapor de agua y oxígeno puro, ya sean a partir de carbón o de biomasa. La siguiente figura representa el proceso de gasificación de un combustible como es el carbón.

Figura 3 . Proceso de gasificación del carbón

La gasificación de carbón se puede integrar adecuadamente en un ciclo combinado (GICC) al que además se puede dotar de captura de CO2. De este modo se

9

puede hablar de una nueva forma de cogeneración: la producción simultánea de electricidad e hidrógeno.

Figura 4. Integración de la producción de H2 con la captura de CO2 en ciclo combinado con gasificación de carbón

La figura anterior presenta un esquema simplificado de un proceso de gasificación de carbón integrado en un ciclo combinado (GICC) con producción de H2 y captura de CO2. Este sistema puede producir de forma simultánea electricidad e hidrógeno. La producción de hidrógeno se logra derivando parte del gas de síntesis producido tras la fase de limpieza y sometiéndolo a un proceso de desplazamiento tras el que se elimina la mayor parte de CO2.El gas así obtenido tiene una concentración de hidrógeno entre el 70% y el 80%, suficiente para su combustión en el ciclo combinado, sólo o en combinación con el resto de gas de síntesis. Este hidrógeno también podría ser empleado para pilas de combustible de alta temperatura que no son tan exigentes en la calidad del combustible como las de baja.

3.2.2. Termólisis

Los procesos de termólisis implican la extracción del hidrógeno de la molécula que lo alberga (hidrocarburo o agua) mediante la aplicación de calor. Bajo esta definición el reformado, la gasificación y la pirólisis se pueden entender como procesos de termólisis. La consideración de estos procesos como métodos químicos o termolíticos depende de la fuente de calor empleada. Así, se habla de procesos químicos, en el sentido del apartado anterior, cuando el calor para el proceso se extrae de la propia materia prima a través de una combustión. Por el contrario, se habla de procesos de termólisis cuando el calor procede de una fuente externa, como la energía solar concentrada o la energía nuclear de alta temperatura.

Los principales tipos de procesos termolíticos se pueden agrupar en función de la temperatura de operación en tres clases de procesos:

10

• Clase I (T<1000K) • Clase II (1000K < T < 2500K) • Clase III (T > 2500K)

El proceso que mayor temperatura requiere es la termólisis directa del agua, que se verifica a partir de 2500 K y por tanto no es posible llevarlo a la práctica. A temperatura intermedia (Clase II) se tienen los procesos de descarbonización (pirólisis, gasificación y reformado), situados todos alrededor de 1000 K y ya tratados en el apartado de conversión química. La inclusión en esta sección se debe a que el aporte de calor se realiza con una fuente externa (solar o nuclear de alta temperatura). También pertenecen a la Clase II las reacciones de reducción de óxidos metálicos que se sitúan en un nivel superior de temperaturas, sobre los 2500 K. Por último, a baja temperatura (entre 900 y 1000 K) se verifican ciertos ciclos termoquímicos.

3.2.3. Electrólisis

La electrolisis consiste en la ruptura de la molécula de agua por acción de una corriente eléctrica. Cuando ocurre en condiciones ambiente (25ºC y 1 atm) se trata de un proceso poco interesante, como muestra el balance energético llevado a cabo sobre la ecuación:

!!! → !! +12!!

En efecto, a partir de los datos de la tabla 2 se obtiene que la electricidad (Δg) necesaria para disociar 1 mol de H2O líquido a 25ºC es 237,75 kJ, resultando 1 mol de H2. Como el poder calorífico inferior del hidrógeno es de 241,82 kJ/mol resulta que se consumen 237,75 kJ eléctricos por cada 241,82 kJ contenidos en el hidrógeno, es decir, se producen 1,02 kJ de hidrógeno por cada kJ eléctrico consumido. Sin embargo, si la reacción transcurre con vapor de agua a 10001C se producen 1,36 kJ de hidrógeno por cada kJ eléctrico consumido.

Tabla 2. Balances termodinámicos para la reacción de electrólisis del agua a diferentes temperaturas y 1 atm.

Temperatura (ºC) ∆!  (!"/!"#) !∆!(!"/!"#) ∆!(!"/!"#) 25 286,43 48,72 237,75

1000 249,87 72,17 177,66

La demanda eléctrica se reduce a medida que la temperatura a la que se verifica la electrólisis aumenta, siendo la reducción mucho más significativa cuando el proceso ocurre con vapor de agua que con agua líquida. Dicha demanda eléctrica se reduce principalmente porque aumenta la demanda térmica (TΔs), que a 1000°C representa un 29,8% de la energía contenida en el hidrógeno producido.

Los resultados anteriores sugieren por tanto dos formas de llevar a cabo la electrólisis:

11

• Electrólisis a baja temperatura: el consumo eléctrico es muy elevado, del orden de la energía contenida en el hidrógeno producido. Si ese hidrógeno se emplea para producir electricidad mediante una pila de combustible con un rendimiento menor del 60% resulta un balance energético deficitario en electricidad. Este procedimiento, por tanto, sólo se justifica para obtener hidrógeno “in situ” en pequeñas cantidades y en ausencia de otro tipo de suministros. Otra alternativa puede ser la integración con energías renovables (principalmente eólica) en la que se busque una forma de almacenar el potencial eólico de exceso. La temperatura de operación realmente no es 25°C sino hasta 80°C en electrolizadores alcalinos o de membrana de intercambio protónico.

• Electrólisis de alta temperatura: el consumo de electricidad, siendo alto, comienza a resultar aceptable. Para esta operación se precisa disponer de vapor de agua y de una fuente térmica de elevada temperatura, que puede ser energía solar concentrada o energía nuclear de reactores avanzados.

3.2.4. Fermentación

Dentro de las formas de producir hidrógeno a partir de biomasa destacan las técnicas de fermentación, que pueden ser de tipo alcohólica o de tipo anaeróbica.

v Fermentación alcohólica:

Las plantas almacenan la energía solar captada en forma de hidratos de carbono simples (azúcares) o complejos (almidón o celulosa), a partir de los que se puede obtener etanol por fermentación según las siguientes fases:

• Pretratamiento de la biomasa: se realizan procesos de trituración, molienda o pulverización para favorecer la fermentación.

• Hidrólisis: las moléculas complejas se transforman, en medio acuoso, en moléculas más sencillas ya sea por la acción de enzimas o por reactivos químicos.

• Fermentación: los azúcares se convierten en etanol por la acción de levaduras. El proceso dura unos 3 días, obteniéndose finalmente una concentración de etanol inferior al 14%.

• Separación y purificación: el producto obtenido se destila para obtener una concentración de etanol del 96%, pudiendo llevarse a cabo una destilación adicional con benceno para obtener una concentración del 99,5%. Es la etapa de mayor consumo energético.

Sobre el etanol conseguido se puede llevar a cabo un reformado con vapor (VPR, “Vapour Phase Reforming”), que tras el tratamiento de desplazamiento produce la reacción:

!!!!!" + 2!!! +!!!! → 5!! + 2!"!

12

v Fermentación anaerobia:

También conocida como digestión anaerobia, se trata de una fermentación microbiana en ausencia de oxígeno que produce una mezcla de gases (principalmente CH4 y CO2) y a una suspensión acuosa o lodo que contiene los componentes difíciles de degradar y los minerales inicialmente presentes en la biomasa.

La materia prima para producir biogás es biomasa residual con alto contenido en humedad, especialmente purines ganaderos y lodos de depuradoras de aguas residuales urbanas.. Como variables importantes en el proceso se han identificado la temperatura (lográndose un funcionamiento óptimo a 35oC), la acidez (valor óptimo de pH entre 6,6 y 7,6), contenido en sólidos (deseable inferior al 10%), existencia de nutrientes para las bacterias y ausencia de inhibidores del proceso como amoniaco, sales minerales, detergentes y pesticidas. En función de todas estas variables se logra un biogás con un contenido en CH4 que oscila entre el 50 y el 70%, siendo el resto mayoritariamente CO2.

Dado el elevado contenido de CH4 en el biogás éste puede ser tratado con cualquiera de los procedimientos de reformado.

3.2.5. Procesos fotobiológicos

Algunos organismos como las algas verdes, cianobacterias, bacterias fotosintéticas y bacterias de fermentación oscura pueden actuar como catalizadores biológicos para producir hidrógeno a partir de agua y ciertas enzimas como la hidrogenasa y la nitrogenasa.

La eficiencia solar de conversión de las algas verdes es del 10% y la de las bacterias fotosintéticas del 6%. Esta tecnología permitirá, por tanto, producir hidrógeno a partir de agua, luz, enzimas y biomasa, aunque a largo plazo.

3.3.Almacenamiento

La forma más efectiva de almacenar un gas es licuarlo, de forma que en un mismo tanque se pueda almacenar muchísima más cantidad de producto. Por ello, la necesidad de crear una estación frigorífica capaz de licuar el hidrógeno a su temperatura de condensación correspondiente y a ser posible a presión atmosférica es indispensable en cualquier planta de producción.

En la actualidad, existen diversos métodos para almacenar hidrógeno de forma muy efectiva. A continuación, se expondrán algunos de estos métodos.

El almacenamiento de hidrógeno se divide en dos grupos según si va a ser estacionario o no estacionario. El almacenamiento estacionario, es aquel que se establece en un punto fijo, como por ejemplo en las plantas de producción de hidrógeno o en las plantas de suministro de dicho gas. El almacenamiento no estacionario sería aquel en el cual la distribución o consumo del gas se realiza por carretera, mar o aire. Este último tipo de almacenamiento es el más crítico ya que en el transporte, el espacio que se necesita para mantener el gas licuado ya sea a altas presiones o a temperaturas

13

criogénicas es muy voluminoso y resta espacio útil de carga, lo cual implica unos costes demasiado grandes.

Los sistemas de almacenamiento de hidrógeno más comunes y rentables son los siguientes:

v Sistema de almacenamiento de hidrógeno a alta presión

En este tipo de almacenamiento, el gas se comprime a altas presiones, en un rango que oscila entre los 200 y los 700 bar. Los tanques capaces de aguantar dichas presiones son muy costosos, debido a la gruesa pared de contención, la cual añade peso muerto y en caso de sistemas no estacionarios puede no ser la solución más rentable.

Actualmente, el revestimiento interior de los tanques se realiza con un polímero consistente en una malla de polietileno o nylon recubierta con una fibra continua de grafito y reforzada con resina epoxy para dar más estabilidad estructural al conjunto. Con todo ello, se reduce el peso muerto del tanque. Este tipo de tanques, se han usado en la industria naval en el transporte de gas metano a alta presión y temperatura ambiente con gran éxito. El problema, es que el hidrógeno tiene una tasa de permeabilidad mucho más elevada que el metano, y se escapa a través de las paredes de los tanques, reduciendo gradualmente la presión en el interior del tanque y pudiendo debilitar las paredes de contención, provocando así daños estructurales en el tanque.

A continuación, se muestra un esquema de un tanque de contención que comercializa la empresa QUANTUM.

Figura 5. Almacenamiento del hidrógeno a ala presión

14

v Sistema de almacenamiento de hidrógeno líquido a temperatura criogénica

Este sistema consiste en bajar la temperatura del hidrógeno en forma gaseosa hasta los 20 K aproximadamente, momento en el cual se produce la condensación del gas a una presión de una atmósfera. La mínima temperatura necesaria para conseguir licuar el hidrógeno es de 33 K, pero se necesita una presión mínima de 13 bar, lo cual puede encarecer el diseño de la instalación.

La contención del producto a estas temperaturas tan extremadamente bajas, se consigue gracias a unos recipientes aislados por vacío, llamados frascos Dewar, o bien mediante tanques de doble capa, los cuales mantienen otro fluido refrigerante a temperatura criogénica en la capa externa como puede ser nitrógeno líquido, para reducir así el intercambio de calor con el exterior. También es posible que para aumentar el rendimiento del almacenamiento, se mezclen las dos capas, encontrando así el hidrógeno líquido en la parte interior del tanque, a continuación, un espacio para un fluido refrigerante a temperatura criogénica para mantener a una temperatura adecuada el hidrógeno, y un espacio en el cual se cree el vacío, el cual reduce al mínimo la transmisión de calor por convección y conducción. El tanque, por la parte exterior puede estar aislado con material reflectante, normalmente plástico aluminado Mylar para eliminar así el intercambio de calor por radiación entre el tanque y el medio. Otra alternativa más barata al plástico Mylar es la perlita (silicona coloidal) situada entre las paredes del tanque.

A continuación, se muestra un esquema ilustrativo de como es un tanque de almacenamiento de hidrógeno líquido, con todos sus accesorios:

Figura 6. Almacenamiento de hidrógeno líquido

La mayoría de tanques grandes de almacenamiento de hidrógeno líquido son esféricos para minimizar la superficie de transferencia de calor por unidad de volumen y reducir así la evaporación flash. Cuando el diseño lo requiere para facilitar el transporte, se realizan tanques en forma cilíndrica, que poseen una relación volumen-área parecida a la de un tanque esférico.

15

A pesar de tener en cuenta todas las recomendaciones anteriores, es posible que una mínima cantidad de producto se evapore. Para maximizar el rendimiento de la instalación, esta cantidad de gas, que ya está a baja temperatura, se puede reintroducir en la planta y volver a licuar con un menor gasto de energía. En caso de no poder licuar el boil-off generado, por ejemplo durante el transporte del producto, si se realizara por mar se podría usar ese gas para alimentar la caldera principal, y aprovechar así su alto poder energético.

v Mediante hidruros metálicos

El almacenamiento mediante hidruros se divide en tres tipos: iónico, metálico o covalentes.

El principio de funcionamiento es el siguiente. Inicialmente, el metal se encuentra libre de hidrógeno. A continuación, se empieza a inyectar hidrógeno a cierta temperatura y éste se disuelve en la fase metálica, en ese momento aumenta la presión del compuesto. Conforme aumenta la presión, los incrementos de hidrógeno en la mezcla son cada vez menores, hasta que puede considerarse lleno. En la descarga, la presión disminuye, y se debe suministrar calor al hidruro para mantener las condiciones de reversibilidad. Aun así, es posible que se produzca un poco de histéresis.

A continuación se muestra una tabla con los diferentes hidruros y su capacidad de captación de moles de hidrógeno:

Tabla 3. Hidruros y su captación

Hidruro Capacidad de almacenamiento Calor de formación (kcal/mol) FeTiH 0,096 13 LaNiH 0,089 7,4 MgNiH 0,081 6,7

 

A continuación se muestra un sistema de hidruro metálico:

Figura 7. Almacenamiento de hidrógeno mediante hidruros metálicos

16

En el almacenamiento de hidrógeno por hidruros metálicos existen diversos problemas. La velocidad de carga y descarga del lecho metálico depende del coeficiente de transmisión del calor, además de la presión y temperatura de almacenamiento. Además, el deterioro del lecho metálico, la fragilidad y la baja densidad de almacenamiento de hidrógeno son puntos clave a tener en cuenta a la hora de elegir este sistema.

Otro importante problema que se presenta en el uso de baterías de hidruro metálico es que las finas partículas del lecho metálico son muy sensibles a las impurezas tales como el oxígeno o el monóxido de carbono. Dichas impurezas disminuyen el rendimiento en el almacenamiento de hidrógeno, debido a que pueden llegar a inactivar las partículas de hidruro metálico.

3.4.Distribución del hidrógeno

Las distintas maneras de distribuir el hidrógeno son las siguientes:

v Transporte de hidrógeno a alta presión

Existen diversas opciones a la hora de distribuir el hidrógeno a alta presión. La primera división se encuentra en la cantidad de hidrógeno que se necesita. Cuando la cantidad es muy grande o para usos industriales, la distribución suele hacerse mediante gasoductos adaptados. Por contra, si la distribución responde a usos puntuales o de bajo volumen, se realiza mediante botellas o tanque de tamaño moderado.

Cuando se necesita un suministro constante de hidrógeno a gran escala, la opción más económica es la distribución mediante gasoductos. Estos, pueden transportar gas natural a alta presión, y se puede mezclar hasta un 30 % de hidrógeno en el contenido sin necesidad de realizar modificaciones en la línea. Por este motivo, las líneas ya existentes que antiguamente se dedicaban al transporte de gas natural se pueden adaptar para otros usos o bien continuar en funcionamiento pero de una forma más rentable. El único inconveniente es que en el punto de recepción del gas debe existir un sistema capaz de separar el hidrógeno del gas natural.

Las presiones típicas de funcionamiento de un gasoducto se sitúan entre 10-30 bar, y dependiendo de las necesidades, suelen transportar unos flujos de entre 310-8.900 kg/h. En Alemania, existe el gaseoducto que transporta 8.900kg/h de hidrógeno a una presión de 20 bar, con una tubería de 0,25 metros de diámetro. EE.UU. posee más de 720 km de tuberías dedicadas al transporte de hidrógeno, que recorren las zonas de Texas, Indiana, Louisiana y California, las cuales poseen extensas refinerías y áreas industriales dedicadas a procesos químicos, en los cuales se hacen necesarias grandes cantidades de hidrógeno.

17

 

Figura 8. Transporte de hidrogeno en EEUU.

Otra manera de transportar hidrógeno gaseoso a alta presión es por carretera. Este transporte se realiza usando recipientes cilíndricos a una presión de entre 200 y 600 bar. A este tipo de camiones, se les denomina tube trailers, y suelen transportar unas cantidades de hidrógeno de entre 60 y 460 kg.

Como ventaja a este tipo de sistema, mencionar que a parte de transportar hidrógeno, el mismo camión puede usarse para transportar otros gases a alta presión

A continuación se muestra una imagen de este tipo de trailers:

Figura 9. Transporte de hidrógeno en trailers.

Los cilindros van protegidos en el interior de una cajera metálica debidamente señalizados, indicando el tipo de gas que transportan.

18

v Transporte del hidrógeno líquido

El transporte de hidrógeno en estado líquido ofrece una gran variedad de posibilidades para su distribución. Se puede transportar por carretera, por ferrocarril, o por mar. Otra posibilidad cuando se desea un alto rendimiento en el transporte del hidrógeno es el transporte mediante gasoductos.

Para el transporte por carretera, se usan trailers equipados con tanques Dewar de gran capacidad (entre 48.000 y 52.000 litros aunque algunos tanques espaciales pueden llegar hasta los 80.000 litros). Estos tanques están bien aislados, y sus pérdidas por boil-off suelen ser de 0,25 %/día. Un camión que transporte hidrógeno en estado líquido, es equivalente a 15 o 30 camiones que transporten hidrógeno a alta presión. Eso, muestra un ahorro significativo en el transporte de hidrógeno por carretera en contraposición al hidrógeno a alta presión.

En el transporte por ferrocarril, se usan tanques cilíndricos Dewar horizontales para dar más estabilidad al transporte del depósito. La capacidad de dichos tanques suele estar entorno a los 10.000 litros.

Por último, en el transporte marino se usan también tanques Dewar, con capacidades que pueden llegar a un millón de litros.

En el transporte mediante gasoductos, el factor que determina el tipo de tubería que se va a usar depende de la distancia que debe recorrer el fluido y del presupuesto de la instalación.

Para distancias cortas, se usan aislantes de espuma de poliuretano o polimetano envolviendo el tubo central, además de una barrera en la parte exterior capaz de retener el vapor de agua. Esa barrera exterior, se usa para evitar que la humedad ambiente se congele y provoquen una rotura debido a las dilataciones y contracciones de este. Los aislantes porosos, no se usan para recubrir conductos a temperaturas tan bajas, ya que a través de sus porosidades se introduce la humedad ambiente y al final acaba por romper el aislante.

Para distancias más largas, además de todo lo mencionado, se suele montar una tubería exterior a la tubería de distribución, que es estanca y que permite crear el vacío en su interior. De este modo, el espacio entre las tuberías se convierte en una especie de frasco Dewar, y se reduce el intercambio de calor con el exterior de forma considerable.

4.Vertedero de residuos solidos urbanos 4.1.Clasificación de vertederos de residuos solidos urbanos

Los vertederos son emplazamientos especialmente preparados para ser destinados a contener residuos de características homogéneas y heterogéneas, de forma controlada bajo tierra o en superficie.

19

Antiguamente, estos vertederos no tenían la atención que desde este siglo se les ha dado debido a factores como las proporciones cada vez mayores de las ciudades y el mayor conocimiento científico de los problemas sanitarios ocasionados en los basureros. En los años 30, en Estados Unidos y en Gran Bretaña se empieza a emplear maquinaria pesada para la compactación de los residuos, añadiéndose tierra para taparlos: de esta manera, se evitan malos olores y se economiza el espacio disponible. A partir de los años 60 comienza en EE.UU. el control de las emisiones de biogás. La primera planta de captación de Europa fue construida en Alemania a mediados de los años 70.

Poco a poco se ha ido potenciando la reducción en la producción de residuos, su reutilización y su reciclado. Como consecuencia, se han desarrollado o perfeccionado tecnologías como el compostaje aerobio de la fracción orgánica de los residuos o su mecanización anaerobia, y se ha avanzado en el diseño de las plantas de incineración y plantas de tratamiento del biogás para la producción de energía eléctrica.

Bajo el término de vertedero de residuos sólidos urbanos se incluyen las siguientes definiciones:

• Vertedero Incontrolado. Se denomina así al vertedero en el que no se aplican medidas protectoras del impacto sobre el medio ambiente.

• Vertedero Controlado ó Relleno Sanitario Anaerobio. En él básicamente los residuos son depositados, triturados, compactados y cubiertos con tierra diariamente en una zona acondicionada previamente para este fin. Se debe proceder a la depuración de las aguas filtradas (lixiviados) y a la recuperación de los gases generados en el interior del vertedero por la descomposición de los residuos (biogás). Dependiendo del grado de densidad que los residuos alcancen, se puede hablar de vertederos de alta densidad (0,9 -1,0 t/m3), media densidad (0,7 - 0,8 t/m3) y baja densidad (0,5 - 0,6 t/m3).

• Vertedero Controlado Aerobio. Es similar al anterior, pero sin el recubrimiento diario de los residuos. Con ello, se logra una fermentación aerobia de los residuos. No se genera biogás.

4.2.Degradación anaerobia y generación de metano

Los restos de vegetales, los animales muertos y también sus excrementos, se descomponen en la naturaleza normalmente en contacto con el oxígeno del aire. Es lo que se conoce como degradación aerobia y en ella actúan microorganismos que consumen oxígeno en su metabolismo. Este tipo de degradación biológica va acompañada de desprendimiento de dióxido de carbono y vapor de agua, además de un aumento de la temperatura, debido precisamente a la actividad de esos microorganismos.

Sin embargo, a veces la degradación de la materia orgánica se produce en ausencia del oxígeno del aire, esto es, en condiciones anaerobias. Los microorganismos que actúan son del tipo anaerobio y su actividad, además de ir acompañada de un menor

20

aumento de la temperatura, produce una mezcla gaseosa combustible compuesta principalmente de metano, dióxido de carbono, vapor de agua e hidrógeno.

De forma artificial, la degradación anaerobia es utilizada para la depuración de las aguas residuales urbanas, para la eliminación de los residuos sólidos urbanos en vertederos controlados y para el tratamiento de los excrementos de animales estabulados, conociéndose el gas generado en todos estos casos como biogás y, en el caso de los vertedero controlados, también como gas de vertedero.

5.Generación de biogás en los vertederos controlados de RSU. 5.1. Etapas de la degradación anaerobia

Debido a la cobertura diaria con tierra y materiales inertes de los RSU en los vertederos controlados, la materia orgánica contenida en los mismos se degrada de forma anaerobia. Como resultado de esta degradación, se desprende una mezcla gaseosa constituida fundamentalmente por metano y oxígeno. Los microorganismos responsables de esta transformación forman un ecosistema complejo, donde los residuos de la acción de unos son aprovechados como nutrientes por otros.

Se distinguen, de forma general, tres etapas en la degradación de la materia orgánica dentro de un vertedero.

• Etapa 1. Los compuestos orgánicos son hidrolizados y fermentados a ácidos grasos, alcoholes, hidrógeno y dióxido de carbono.

• Etapa 2. Las bacterias acetogénicas generan ácido acético, hidrógeno y dióxido de carbono.

• Etapa 3. Las bacterias metanogénicas generan metano.

Estas tres etapas se resumen en la siguiente reacción general:

!!!!!! + ! −!4 −

!2 !!! → ! −

!2 −

!8 +

!4 !"! +

!2 +

!8 −

!4 !"!

La hidrólisis es el paso crítico del proceso, que limita la velocidad de degradación de los residuos y la generación de metano, pues los microorganismos necesitan que sus nutrientes estén disueltos en agua para actuar. Es llevada a cabo por bacterias fermentativas que generan encimas extra-celulares. Estas bacterias son un amplio y heterogéneo grupo que incluye bacterias anaerobias y bacterias anaerobias-facultativas.

Las bacterias acetogénicas, responsables de la segunda etapa, también constituyen un amplio y heterogéneo grupo. Generan ácido acético, hidrógeno y dióxido de carbono cuando el ácido graso volátil que consumen contiene un número impar de

21

átomos de carbono. Estas bacterias pueden también consumir compuestos aromáticos que contengan oxígeno.

Las bacterias metanogénicas, responsables de la tercera etapa, son obligatoriamente anaerobias y requieren potenciales REDOX muy bajos. Un grupo, las hidrogenofílicas, convierten hidrógeno y dióxido de carbono en metano, mientras que otro grupo, las acetofílicas, convierten principalmente ácido acético en metano y dióxido de carbono. Las bacterias metanogénicas también pueden convertir ácido fórmico y metanol. La conversión de ácido acético en metano es considerada la fuente más importante de metano.

Finalmente, las bacterias sulfato-reductoras juegan un importante papel, similar al de las metanogénicas, ya que los sulfatos son componentes mayoritarios en muchos tipos de residuos. Las bacterias sulfato-reductoras son anaerobias y pueden transformar hidrógeno, ácido acético y ácidos grasos altamente volátiles durante la reducción de los sulfatos. El carbono orgánico se oxida siempre a dióxido de carbono de forma opuesta a lo que ocurre con las bacterias metanogénicas. Una actividad alta de las bacterias sulfato-reductoras puede entonces hacer decrecer la cantidad de productos orgánicos disponibles para la generación de metano.

Figura 10. Etapas de la degradación anaerobia de los RSU.

22

5.2. Composición del biogás

5.2.1. Evolución de la composición con el tiempo

La degradación anaerobia de la materia orgánica es un proceso complejo, en el que intervienen distintas poblaciones de bacterias. El resultado final es la generación de un gas en cantidad y composición variable con el tiempo.

Los gases de vertederos se generan por la fermentación de residuos con componentes orgánicos. En este caso, los gases están constituidos, principalmente, por metano (CH4) y dióxido de carbono (CO2), y pueden ser tipificados como biogás. También aparecerán amoniaco (NH3), monóxido de carbono (CO), hidrógeno (H2), sulfuro de hidrógeno (H2S), nitrógeno (N2) y oxígeno (O2), además de otros contaminantes en cantidades pequeñas.

La calidad del gas generado dependerá principalmente del tipo de residuo vertido, sobre todo de la presencia y tipo de materia orgánica, y tanto la cantidad como la calidad variarán con el tiempo. Las condiciones para la vida bacteriana en el vertedero también es un factor importante en la formación de gas, dependiendo éste del contenido de agua, del pH, de la temperatura, de los nutrientes y del potencial redox. Por último, la heterogeneidad del vertedero también es un factor básico, ya que una infiltración de agua no adecuada debido a variaciones en la permeabilidad de los residuos puede no producir la fermentación anaerobia debido a una hidrólisis deficiente o a que el pH se mantiene bajo.

Las fases en las que se puede dividir el proceso de fermentación de gas son:

FASE I. Ajuste inicial (aerobia): En esta fase los componentes orgánicos biodegradables de los RSU sufren descomposición microbiana mientras se colocan en el vertedero y poco después. Se produce descomposición biológica bajo condiciones aerobias, porque hay cierta cantidad de aire atrapado dentro del vertedero. La fuente principal de organismos responsable de la descomposición de los residuos es el material del suelo que se utiliza como cubrición diaria y final.

FASE II. Fase de transición (anaerobia): Se produce un descenso del oxígeno y comienzan a desarrollarse condiciones anaerobias. Mientras ocurre esto, el nitrato y el sulfato se reducen a gas nitrógeno y sulfuro de hidrógeno. El comienzo de condiciones anaerobias se puede supervisar midiendo el potencial redox que tiene el residuo. En esta fase el pH del lixiviado comienza a disminuir debido a la presencia de ácidos orgánicos y al efecto de las elevadas concentraciones de CO2 dentro de vertedero.

FASE III. Fase ácida: Se acelera la actividad con la producción de ácidos orgánicos y pequeñas cantidades de hidrógeno. El primer paso implica la transformación mediada por enzimas (hidrólisis), de compuestos con alto peso molecular en compuestos aptos para ser usados por los microorganismos como fuentes de energía. El segundo paso (acidogénesis) implica la conversión de los compuestos anteriores en compuestos intermedios de bajo peso molecular (ácido acético). El CO2 es el principal gas generado en esta fase.

23

FASE   IV.   Fase   de   fermentación   del   metano   (metanogénica):   En   esta   fase  predomina   un   grupo   de   microorganismos   que   convierte   el   ácido   acético   y   el   gas  hidrógeno  producido  en  la  fase  ácida  en  CH4  y  CO2.  Los  microorganismos  responsables  de   esta   conversión   son   anaerobios   y   se   llaman   metanogénicos.   En   esta   fase   la  velocidad  de  formación  de  ácidos  es  más  reducida,  mientras  que  el  valor  del  pH  es  más  neutro.  

FASE V. Fase de maduración: Mientras la humedad sigue migrando a través de los residuos, se transforman porciones de material degradable que antes no estaba disponible. La velocidad de generación de gas disminuye porque la mayoría de los nutrientes se han separado con el lixiviado durante las fases anteriores. Durante esta fase, el lixiviado podrá contener ácido húmico y fúlvico, que son difíciles de degradar biológicamente.

Figura 11. Fases de fermentación de los RSU.

5.2.2. Componentes mayoritarios del biogás

Los componentes mayoritarios del biogás son:

• Metano (CH4) • Dióxido de carbono (CO2) • Nitrógeno (N2) • Oxígeno (O2) • Vapor de agua (H2O)

v Metano

El contenido en metano es el parámetro más interesante, pues de él depende el poder calorífico del biogás. El contenido habitual de metano en el biogás está entre un 40-60%.

24

La presencia de oxígeno en el biogás es debida a la entrada de aire en los pozos de captación cuando éstos se someten a una presión relativa negativa para la aspiración del biogás.

El Poder Calorífico Inferior del metano es de 35.880 kJ/Nm3. Aproximadamente 1 Nm3

de biogás al 50% de metano equivale a 0,5 litros de gasolina. Es más ligero que el aire, por lo que tiende a escapar a la atmósfera. El metano influye en el calentamiento global de la Tierra de forma significativa (1kg de metano equivale a 21 kg de dióxido de carbono). Los motores que trabajan con biogás necesitan una concentración de al menos un 30% de metano.

v Dióxido de carbono

El dióxido de carbono es inodoro e incoloro y puede producir accidentes por asfixia al desplazar al oxígeno en el sistema respiratorio. Resultan tóxicas las exposiciones a niveles del 1,5% en volumen durante más de 10 minutos, o del 0,5% en volumen durante más de 8. Su eliminación total aumenta el poder calorífico del biogás, haciendo posible la mezcla con gas natural en la red de distribución u obtener hidrógeno a través de un proceso de reformado. En el caso de los motores de encendido por compresión Diesel-Gas, la alta resistencia del metano a la autoignición aumenta por la presencia del CO2, por lo que las condiciones de temperatura y presión que se alcanzan en el cilindro pueden llegar a ser insuficientes.

El dióxido de carbono puede ser un importante agente corrosivo a altas presiones en presencia de agua. En estas condiciones se forma ácido carbónico, H2CO3.

v Nitrógeno

Su presencia está asociada a la entrada de aire al vertedero por una mala cobertura de los residuos, una extracción forzada del biogás excesivamente enérgica o una toma de muestras incorrecta.

En las primeras etapas de la degradación anaerobia también se forma hidrógeno (H2), que es altamente inflamable. No obstante, su porcentaje en el gas de vertedero es muy bajo.

v Monóxido de carbono

El monóxido de carbono (CO) es extremadamente tóxico, inodoro, incoloro e inflamable. Su concentración en el biogás es también muy baja.

v Vapor de agua

El biogás suele estar saturado completamente de vapor de agua. Debido al enfriamiento del biogás al ser extraído del vertedero (la temperatura ambiente es normalmente inferior a la del gas) se producen condensaciones en las líneas que pueden obstruirlas. Es necesario instalar purgas automáticas en los puntos más bajos de las conducciones. El agua es arrastrada por el sistema de aspiración si la velocidad del gas en el interior de las líneas supera los 5 m/s. En el caso de que se quiera utilizar el biogás para producir energía, es necesario eliminar este vapor de agua.

25

5.2.3. Componentes minoritarios del biogás

La medida de los componentes minoritarios del biogás es interesante debido a los problemas de corrosión que provocan, en especial los compuestos orgánicos halogenados, el sulfuro de hidrógeno y los organosulfurados.

El biogás puede ser tratado hasta eliminar las trazas existentes de compuestos orgánicos halogenados y otros compuestos, como el sulfuro de hidrógeno.

El sulfuro de hidrógeno (H2S) es un compuesto tóxico e inflamable. Su olor, muy fuerte, se asocia generalmente a la degradación anaerobia de residuos orgánicos.

El sulfuro de hidrógeno ataca especialmente las piezas de cobre (Cu), hierro (Fe) y acero. La corrosión de estas piezas se acelera por el alto contenido en humedad del biogás. Además, durante la combustión del biogás el sulfuro de hidrógeno (H2S) oxida a SO2 y SO3. Estos óxidos de azufre, por reacción con el vapor de agua, forman ácido sulfuroso, H2SO3, y ácido sulfúrico, H2SO4. Estos ácidos son altamente corrosivos, especialmente cuando, después de la condensación, se acumulan localmente. Esto puede ocurrir en las conducciones de salida de gases de motores y calderas. Los efectos corrosivos del biogás comienzan a manifestarse con concentraciones totales de sulfuro de hidrógeno superiores a 500 mg/ Nm3.

Es difícil determinar a partir de qué concentración estos compuestos minoritarios comienzan a ser dañinos en los sistemas de aprovechamiento, pues dependerá no sólo del tipo (motor, turbina, quemador, pila de combustible, etc.) sino también del modelo y del fabricante. En general, un quemador presenta menos problemas de corrosión que un motor fuel-gas, un motor fuel-gas menos problemas que un motor de gas de encendido provocado (pues éste último trabaja a un régimen de revoluciones muy superior), y un motor de gas de encendido provocado menos problemas que una turbina de gas. No obstante, si la turbina funciona con el vapor generado en una caldera de gas, estaremos en un caso tan favorable como el simple quemador de biogás.

5.3. Impacto ambiental de la generación de biogás en los vertederos

La generación de biogás es el segundo problema medioambiental en importancia, después de la producción de lixiviados, derivado del vertido de RSU. La generación de biogás ocasiona los siguientes impactos:

• Afecta a la Seguridad e Higiene de trabajadores y población adyacente al vertedero.

• Influye en el desarrollo de la vegetación en el vertedero. • Las emisiones de biogás tienen una incidencia negativa sobre el medio

ambiente global.

A continuación desarrollaremos brevemente estos tres puntos. Cabe añadir que el biogás también contribuye a la contaminación de aguas subterráneas cuando, en  vertederos  inadecuadamente  impermeabilizados,  se  filtra  disuelto  en  el  lixiviado.  

26

5.3.1 Efectos sobre la Seguridad e Higiene de los trabajadores y la población adyacente.

Tradicionalmente, la población adyacente a los vertederos y los propios trabajadores del mismo se quejan de los malos olores asociados a las emisiones de biogás en el vertedero. Sin embargo, la generación de biogás en el vertedero acarrea riesgos de incendio y explosión y efectos contra la salud de algunos de sus componentes.

El metano, principal constituyente del biogás, es inflamable y, en determinadas proporciones con el oxígeno del aire, es explosivo. Otros gases presentes en el biogás en menores proporciones, como el hidrógeno, comparten estas propiedades. Existe riesgo de accidentes incluso para la población vecina al vertedero debido a que, en ausencia de las adecuadas medidas preventivas, el biogás es capaz de migrar a través del terreno a cientos de metros fuera del vertedero.

La acumulación de metano en un recinto cerrado, así como la de dióxido de carbono, segundo componente en importancia del biogás, desplaza al oxígeno del aire, habiéndose producido accidentes por asfixia debido a ello.

Gran  parte  de  los  compuestos  minoritarios  del  biogás,  cuya  proporción  total  es  menor  del  1%,  son  peligrosos  para  la  salud  por  su  carácter  tóxico.    

5.3.2. Efectos sobre la vegetación.

Existen numerosos ejemplos de daños en la vegetación debidos a la generación de biogás en los vertederos. Estos efectos han sido observados tanto en el propio vertedero como en terrenos cercanos a él. No obstante, cuando ocurre , se constata también la carencia de sistemas de extracción del biogás y/o deficiencias importantes en el sellado final del vertedero. Una corrección de estas deficiencias, acompañada de una correcta repoblación con plantas adecuadas, solucionan estos problemas.

Los daños en la vegetación se manifiestan como clorosis, defoliación y pérdida de ramaje. Estos síntomas no son exclusivos del biogás, también pueden ser debidos a sequías, exceso de sales en el suelo y, en el caso de la clorosis, carencia de nutrientes. La presencia de biogás también se pone de manifiesto con el crecimiento enano de la vegetación, desarrollo superficial de las raíces y, en casos severos, muerte de la vegetación.

Los efectos del biogás en las plantas están asociados con la migración del biogás en la zona de la raíz y el desplazamiento del aire de esta zona. Ello conlleva en unos casos la aparición de condiciones anóxicas y, con ello, la asfixia de la planta. Otras veces su intoxicación, por la presencia de gases tóxicos, y, finalmente, en otros casos, problemas derivados de un cambio en la composición del suelo por variaciones del pH.

5.3.3 Efectos sobre el Medio Ambiente global

Se calcula que un 70% de las emisiones de metano a la atmósfera son causadas por la actividad humana. Entre un 6% y un 13% del total de emisiones de metano tiene su origen en los vertederos. Estas emisiones de metano repercuten en el calentamiento

27

global de la Tierra, conocido como Efecto Invernadero. El metano es unas 21 veces más eficaz atrapando calor en la atmósfera que el dióxido de carbono. Comparado con el CO2 y tomando un horizonte temporal de 100 años, el CH4 tiene un potencial 21 veces superior sobre el calentamiento global. Es decir, la emisión de una sola tonelada de metano a la atmósfera es tan negativa como la emisión de 21 toneladas de dióxido de carbono.

Algunos de los compuestos minoritarios presentes en el biogás, especialmente los clorofluorocarbonos (CFC) tienen una repercusión negativa tanto en el Efecto Invernadero como en la destrucción de la capa de ozono.

6. Sistemas de extracción del gas 6.1. Tipos de sistemas de extracción de gas

Tanto el revestimiento inferior como el recubrimiento final de un vertedero deben ser impermeables para los gases, por lo que, cuando se prevea la formación de gas, se debe instalar un sistema de extracción que sea capaz de evacuar todo el gas que se produzca en el vertedero.

La extracción del gas se puede realizar al bajar la presión en dicho sistema, lo que produciría que la diferencia de presión desplace al gas que podrá ser extraído. Además, el sellado del vertedero produce una pequeña sobrepresión que también ayuda a la salida de los gases.

Los sistemas de extracción de gas se pueden dividir en dos: pasivos y activos.

Los sistemas de extracción pasivos se instalan en vertederos con poca formación de gas, por lo que se aplican a pequeños vertederos (40.000 m3) con residuos no biodegradables. Dicho sistema consiste en la evacuación de gas hacia la atmosfera a través de aperturas en el recubrimiento utilizando energía en forma de vacío, por medio de una serie de respiraderos de gas cada 7.500 m3 de residuos, aproximadamente. Se puede lograr el control de los gases principales y de los oligogases mientras se están produciendo, proporcionado caminos de mayor permeabilidad.

Uno de los métodos pasivos más comunes pretende reducir la migración lateral de los gases rebajando la presión del gas en el interior del vertedero. Para ello, se instalan chimeneas a través de la cobertura final, extendiéndose hacia abajo en la masa de residuos sólidos. Si el metano es el gas que se escapa se pueden conectar   varias  chimeneas  y  equiparlas  con  un  quemador  con   llama  piloto,  aunque  su  uso  puede  no  alcanzar   las  exigencias  para  el   control  de   la   calidad  del   aire  de  muchas   instalaciones  urbanas.   También   se  podrían   instalar   zanjas   perimetrales   de   interceptación   lateral   o  zanjas  barrera,  o  barreras  más  impermeables  que  el  suelo  adyacente.  

28

Figura 12. Chimeneas de control pasivo de gas.

Los sistemas de extracción activos hacen uso de una instalación extractora a depresión, formada por una serie de pozos o chimeneas de extracción profundos, conectadas a una tubería general, y de esta a un soplador que distribuir el gas para su uso como fuente de energía.

Normalmente las chimeneas se utilizan en vertederos con profundidades de residuos sólidos de, por lo menos, 8 m. Se trata de una serie de chimeneas verticales instaladas dentro del vertedero a lo largo de su borde. Cada chimenea se conecta al tubo recolector común que está conectado a un compresor que produce vacío (presión negativa). Al aplicar el vacío se crea una zona o radio de influencia alrededor de cada chimenea y dentro del cual el gas es aspirado. Se debe evitar una sobrecarga del sistema para que el aire exterior no entre. La chimenea es una tubería de PVC o PE de 10-16 cm. de diámetro, cuya parte inferior está perforada colocada sobre un relleno de grava. El resto de la funda no se perfora y se coloca en un relleno de tierra o de residuos sólidos.

Figura 13. Pozo activo para la generación de gas de vertedero

29

Otra clasificación distinta de los sistemas de extracción es la siguiente:

6.1.1. Extracción horizontal de gas

Se instalan conductos horizontales en el vertedero después de completar dos o más niveles. Entre los residuos y el recubrimiento se instala una capa de drenaje para gases con grava y se cubre con residuos sólidos.

6.1.2. Extracción vertical de gas

Se instalan conductos verticales equidistantes para que sus zonas de influencia se complementen. Las zonas de influencia se pueden determinar con pruebas de aspiración. Las chimeneas verticales se instalan después de llenarse el vertedero, hasta un 80 % de la profundidad de los residuos, para que sus zonas de influencia lleguen al fondo del vertedero.

Figura 14. Recuperación del gas de vertedero con chimenea vertical

En la fase de explotación de un vertedero no se dispone de un recubrimiento, por lo que la difusión de gas hacia el exterior es libre, pero puede evitarse con la construcción de suficientes conductos verticales u horizontales, con una separación máxima de 70 m.

En función de la producción y del tipo de gas se pueden instalar sistemas extractores activos o pasivos. Tras la extracción, y en función de su cantidad y composición, el gas se podrá incinerar o aprovechar.

Para crear una diferencia de presión suficiente entre los residuos y el sistema de extracción, los conductos deben ser revestidos de material grueso con alta permeabilidad para gas, como escombros triturados o gravas. Como es sabido, la depresión aplicada no debe ser excesiva para no aspirar aire del exterior, puesto que se dañaría el proceso metanogénico.

30

En la fase de clausura del vertedero, donde el recubrimiento elimina la difusión de gases al exterior, la distancia entre conductos puede ser ampliada y apenas existe la posibilidad de aspiración de aire exterior.

El vertedero se debe cubrir con la mayor rapidez una vez que haya alcanzado su altura final para obtener el mayor rendimiento de extracción, pero conlleva el riesgo que los compuestos ácidos no se evacuen a tiempo, retrasando o impidiendo alcanzar la fase metanogénica.

6.2. Diseño del pozo de extracción

El punto más importante en el diseño de los pozos de extracción de gas es el espaciado que debe guardarse entre ellos. Dicho espaciado debe ser tal que la zona de influencia entre dos pozos anexos se debe solapar, por lo que las disposiciones en triángulo, hexágono o cuadrado son muy habituales.

6.3. Diseño de la tubería general

Esta tubería se encarga de conectar los pozos de extracción con el soplador y, normalmente, está formada por una tubería PVC de 15 a 20 cm. de diámetro, metida en una zanja rellena con arena. El principal problema de esta tubería es la posible aparición de perforaciones con las consiguientes pérdidas de gas que estas ocasionarían. Para evitar estos posibles escapes incontrolados, los conductos deben ir provistos de válvulas, sifones o cierres, instalados en el punto más bajo del conducto.

Figura 15. Zanja y tubería de extracción de gas

En general, todo el sistema de extracción debe ser constituido con materiales resistentes a la corrosión y con un grosor suficiente para resistir las tensiones debido a los asentamientos y compactaciones. Las conexiones de las tuberías mediante soldadura o brida deben ser resistentes a tracción.

31

6.4. Diseño del sistema de transporte del condensado

Como el gas extraído de un vertedero será un gas saturado, se condensará al producirse una bajada de temperatura mientras avanza por la tubería general. Si el vertedero posee un revestimiento, el condensado puede ser recirculado para su posterior infiltración en los vertidos, o para ser tratado junto con el lixiviado. Para el transporte de dicho condensado se utilizan unos sistemas, mostrado en la figura , espaciados 150-230 m para, posteriormente ser tratado con el lixiviado.

Figura 16. Sistemas de transporte de condensado

El transporte y mezcla del condensado produce una disminución en la concentración de los compuestos volátiles orgánicos del lixiviado, aunque existen otros elementos cuya concentración aumentara los límites permitidos, por lo que ciertos condensados deberán considerarse como peligrosos.

Para evitar la concentración de condensados en los conductos, que obstruirán la extracción de gas, se debe construir con una pendiente permanente, y con puntos de drenaje para líquidos.

7.Aprovechamiento energético del gas de vertedero 7.1.Clasificación y usos del biogás

El aprovechamiento del gas depende del grado de limpieza que presenta, las alternativas para su tratamiento varían desde la simple eliminación de la humedad, hasta complejos métodos para introducir el producto en las tuberías de gas natural o producir

32

hidrógeno. El alcance del tratamiento lo determina el posible uso que se le quiera dar al gas.

El biogás está compuesto por metano, dióxido de carbono, oxigeno, nitrógeno, vapor de agua y elementos trazas como sulfuro de hidrógeno y compuestos orgánicos halogenados. La combinación de vapor de agua con los elementos traza actúa como un potente corrosivo para los sistemas de generación de energía eléctrica, por lo que el biogás deberá de ser tratado para eliminar aquellos compuesto que puedan resultar nocivos.

Podemos clasificar el biogás en tres categorías, basándonos en el pretratamiento requerido para su utilización:

• Combustible de baja calidad: la utilización de biogás como combustible de baja calidad requiere unos mínimos pretratamientos, como son la eliminación de los condensados y del vapor de agua contenido en el biogás.

• Combustible de calidad media: la eliminación de condensados y vapor de agua es mayor que para el caso de combustibles de baja calidad. Además requiere la utilización de tratamientos químicos para eliminar los elementos trazas como los compuestos de azufre, y compuestos orgánicos volátiles.

• Combustible de alta calidad: los tratamientos son más extensos que para el caso anterior. Se eliminarán los condensados y los elementos trazas y además se separará el dióxido de carbono para obtener metano, metanol, hidrógeno, etc.

7.2. Aplicaciones para el biogás de baja calidad

El biogás mediante unos mínimos tratamientos, puede ser usado como combustible para calderas, hornos de secado y microturbinas. El único tratamiento que se le debe hacer al gas es la eliminación de condensados y la eliminación de partículas sólidas.

Calderas y Turbinas de vapor: El vapor producido por la caldera podría utilizarse para calefacción, o bien, para mover una turbina y producir electricidad.

Microturbinas: Las microturbinas pueden funcionar con biogás de baja calidad. Pueden proporcionar hasta 100 kW de potencia. La ventaja de las microturbinas frente a los motores de combustión interna es que se adaptan mejor a las características del biogás, pudiendo trabajar con contenidos elevados de ácido sulfhídrico y concentraciones bajas de metano. El aire es aspirado y comprimido hasta la cámara de combustión. Allí se inyecta el biogás y los gases calientes se expanden a través de la turbina que, al girar mueve el alternador eléctrico.

33

7.3. Aplicaciones para el biogás de media calidad

El biogás de media calidad tiene una gama más amplia de aplicaciones, debido a que se eliminan algunos compuestos corrosivos contenidos en el biogás. Se puede utilizar en calderas industriales, como gas de hornos, motores de combustión interna, turbinas, microturbinas, etc.

Para obtener biogás de media calidad se necesitará un pretratamiento más costoso. Estos gastos adicionales pueden compensarse con una mayor vida útil de los equipos y un menor gasto en mantenimiento.

Motores de gas alternativos: Los hay disponibles en varios tamaños que funciona con potencias de salidas que oscilan entre 0,5 y 3 MW. Tiene menores costes por kilovatio producido y son más eficientes que la mayoría de las turbinas de gas. Como desventajas, los motores de gas alternativos tienen mayores costes de mantenimiento que las turbinas y requiere personal cualificado para su mantenimiento. Además, aunque contaminan mucho menos que la emisión libre del biogás a la atmosfera, no es una solución tan limpia como puede ser las pilas de combustible.

Turbina de gas: Las turbinas de gas son más adecuadas para vertederos con grande caudales de biogás y con mayor estabilidad en la producción del mismo. El rango de potencia va de 1 a 8 MW.

Sistemas de ciclo combinados: Los sistemas de ciclo combinado utilizan juntas turbinas de gas y turbinas de vapor para producir electricidad. Tiene una eficiencia superior al 40 % y se utiliza el calor residual de la turbina de gas para la caldera de la turbina de vapor. De estas se reduce el volumen de biogás necesario para la producción de electricidad. Los sistemas de ciclo combinado suelen ser rentables para plantas de más de 10 MW de salida.

7.4 Aplicaciones para el biogás de alta calidad

Gas natural: Tras unos procesos complejos de depuración del biogás, en el que se incluye la eliminación de los compuestos trazas y la separación del dióxido de carbono, se obtiene metano que puede servir como sustituto del gas natural. Este gas natural se puede canalizar y vender directamente al mercado. Para ellos se debe de diseñar la instalación acorde al nivel de pureza deseado del metano y a la presión necesaria para conectarlo a la red de distribución.

Venta de dióxido de carbono: Tras la depuración del gas y separación en cada uno de sus constituyentes, se puede extraer el dióxido de carbono y venderlo en el mercado. El dióxido de carbono puede ser separado del biogás mediante superficies de adsorción, membranas de separación o con sistemas de tratamiento con disolventes. Aunque es técnicamente viable, no se conocen instalaciones que vendan el dióxido de carbono derivados del biogás. El dióxido de carbono se usa mayoritariamente en el procesamiento de alimentos y bebidas industrias.

Producción de productos químicos: El metano y el dióxido de carbono del biogás pueden utilizarse como materia prima para la producción de metanol,

34

fertilizantes e hidrógeno para pilas de combustibles. El metanol puede ser utilizado como combustible alternativo o como aditivos para la gasolina y motores diesel.

Pilas de combustible: Las pilas de combustible convierten directamente hidrogeno a energía térmica y eléctrica .

8. Obtención de hidrógeno a partir de los gases del vertedero.

El diseño del sistema de tratamiento del biogás va a depender de tres factores: la composición inicial del biogás, la pureza necesaria del biogás para su uso en las pilas de combustibles y la posible variación de los componentes trazas con el tiempo para diseñar un sistema de limpieza del biogás flexible.

El primer paso para la depuración del biogás es la eliminación del vapor de agua saturado. A continuación se eliminarán los compuestos trazas que actúan como corrosivo. Posteriormente, a partir del metano se obtendrá hidrógeno.

El proceso de tratamiento del biogás se divide en dos fases. La primera fase (tratamiento primario) será la eliminación de condensado y partículas sólidas y la segunda (tratamiento secundario) la eliminación de los compuestos trazas y la obtención del hidrógeno.

8.1. Tratamiento primario

8.1.1. Eliminación de condensados

La presencia de agua en los sistemas de recolección del gas de vertedero tiene efectos perjudiciales en el rendimiento del mismo. La acumulación de agua reduce los espacios disponibles para que el gas fluya y aumente las pérdidas de presión. La presencia de dos fases (gas y líquido) hace difícil alcanzar un régimen de operación constante. Por tanto la presencia de agua en los sistemas de recolección de gases debe ser controlado y minimizado.

Uno de los métodos para eliminar los condensados es enfriar el gas por debajo de la temperatura de rocío del vapor de agua. De esta forma el vapor de agua condensa y pasa a estado líquido. El condensado es enviado a la balsa de lixiviados para su posterior tratamiento. Al enfriar el biogás a temperaturas próximas a 3°C también se elimina componentes trazas como los siloxanos.

35

Figura 17 . Esquema de tratamiento del biogás para la eliminación de condensados

8.1.2. Filtración de partículas

Si las partículas sólidas que contiene el biogás no son eliminadas pueden dañar el sistema de tratamiento del gas y los equipos.

Estas partículas se pueden eliminar haciendo pasar el biogás a través de un filtro, normalmente hecho de acero inoxidable, o también usando un separador tipo ciclón. Los separadores tipo ciclón son capaces de eliminar partículas por debajo de 15 µm.

8.2. Tratamiento secundario

8.2.1. Eliminación de Sulfuro de hidrógeno

El sulfuro de hidrogeno (H2S) contenido en el biogás actúa como envenenador de los catalizadores en el proceso de síntesis del metano, por este motivo debe de ser reducido a concentraciones muy bajas. Si el biogás se usase para obtener energía por combustión se ha de eliminar debido a las restricciones en las emisiones para controlar la contaminación ambiental.

8.2.1.1. Métodos a baja temperatura

El sulfuro de hidrógeno se puede eliminar por absorción en contracorriente, a elevada presión. Estos procesos pueden ser divididos en absorción física o química.

Sistemas de absorción química: Utiliza un reactivo alcalino que reacciona químicamente con el sulfuro de hidrógeno. Posteriormente los gases desorbidos son tratados en una planta Claus, dando lugar a azufre sólido elemental, comercializable. La reacción global de la planta Claus es:

!!! + 1 2!! → !!! + !

realizada en dos etapas:

36

!!! + 3 2!! → !!! + !!!

!!! + !!! → 3! + 2!!!

Sistemas de absorción física: En estos no hay reacción química entre los gases y la disolución. La absorción depende únicamente de la solubilidad del gas, y por tanto de la presión parcial del mismo. A baja presión parcial, la capacidad de absorción de los absorbentes físicos es considerablemente inferior a la de los químicos, pero la cosa cambia cuando la presión parcial es suficiente. Por lo tanto la absorción física se suele emplear en procesos a alta presión. También hay que tener en cuenta que la temperatura influye en la solubilidad en la solubilidad de los gases en líquidos, siendo mayor a menor temperatura.

Una ventaja de la absorción física es su habilidad para eliminar trazas de otros compuestos no deseados, tales como hidrocarburos de alto peso molecular, y compuestos orgánicos sulfurados, sin la formación de productos de reacción no deseados.

La desventaja es que el proceso de absorción física puede complicarse debido a la presencia de absorción selectiva en etapas, desorción en varias etapas, los reciclos, etc. Pero las bajas temperaturas de operación, la no corrosividad, hacen que el material de construcción puede ser acero al carbono. Por otro lado, dado que no existe reacción química entre el solvente y el soluto, se necesita un menor consumo de energía.

Debido a la débil interacción del soluto con el solvente, la regeneración puede hacerse utilizando aire o nitrógeno. Una característica de estos solventes físicos es que absorben también el CO2 y los compuestos orgánicos de azufre (COS, CS2, mercaptanos, tiofeno), en función de las solubilidades correspondientes.

Sistemas de oxidación húmeda: Existen procesos para la eliminación selectiva del H2S, que se convierte en azufre elemental. Han sido utilizados comercialmente en una alta gama de presiones, desde la presión atmosférica hasta 65 bar. Emplean una solución alcalina (normalmente carbonato de sodio o de potasio), conteniendo un portador de oxígeno, que da lugar a la reacción de oxidación siguiente.

8.2.1.2. Métodos a alta temperatura

Este proceso químico es una reacción gas-sólido no catalítica, mediante la cual el contaminante gaseoso reacciona con el sólido, separándose así de la corriente gaseosa. Los tipos de contactores más apropiados para estos procesos son aquellos que pueden operar en continuo.

8.2.2. Eliminación de dióxido de carbono y obtención de hidrógeno.

Para la eliminación del CO2 y obtención de H2 los procesos de reformado son los más habituales hoy en día. Desde un punto de vista termodinámico se pueden clasificar

37

en endotérmicos y exotérmicos. Los primeros requieren un aporte de calor desde una fuente externa, como en el reformado por vapor de agua; los segundos liberan calor en la reacción, siendo el caso de la oxidación parcial. En el reformado autotérmicos se produce una combinación de los dos procesos, obteniéndose un balance neto de calor nulo.

8.2.2.1. Reformado con vapor de agua (SMR)

El proceso de reformado con vapor de agua (SMR, “Steam Methane Reformer”) se puede aplicar a gran variedad de hidrocarburos (gas natural, hidrocarburos líquidos...) y alcoholes. El proceso consta de tres fases que se desarrollan en equipos diferentes, tal como muestra la figura:

Figura 18. Esquema de reformado con vapor de agua

La reacción que se verifica en la primera fase es la del reformado.

!"! + !!! → !" + 3!!

Esta ecuación posee una entalpia de formación estándar de 206,14 kJ/mol, es decir, es una reacción endotérmica. Se produce a temperaturas alrededor de 900°C por unos tubos por el que circula el metano y el vapor de agua a través de lechos catalizadores de base de níquel. Los tubos están contenidos en un horno cuya temperatura es de 960°C, que se mantiene mediante quemadores.

A la salida del reformador el gas se dirige a la unidad de desplazamiento de CO (“Shift Converter”) en la que se verifica la ecuación que sigue sobre catalizadores de cobre.

!" + !!! → !!! + !!

La ecuación posee una entalpía de reacción estándar de -47,17 kJ/mol, siendo exotérmica. La cantidad de calor liberada y su nivel de temperatura no es suficiente para satisfacer totalmente al demanda de la reacción de reformado. El calor liberado en la

38

reacción de desplazamiento puede ser aprovechado para precalentar el biogás a la entrada al reformador.

El gas producido como consecuencia de las reacciones anteriores pasa por un condensador en el que se le retira el vapor de agua. El gas que llega a esta unidad es un gas rico en H2 con CO2, restos de agua, CO y CH4. Esta corriente gaseosa se depura en un sistema separador de membranas o de adsorción-desorción (PSA, “Pressure Swing Adsorption”) de donde se obtiene hidrógeno con una pureza de 99,99%. Los gases adsorbidos constituyen el llamado “gas de cola” que, al ser combustible, se recircula hacia los quemadores del reformador.

8.2.2.2. Oxidación parcial (POX)

La oxidación parcial (POX, “Partial Oxidation”) consiste en la oxidación incompleta de un hidrocarburo, por ejemplo gas natural, donde se oxida el carbono sólo hasta CO, quedando libre el hidrógeno, según la reacción siguiente:

2!"! + !! → 2!" + 4!!

La entalpía estándar de reacción es de -36 kJ/mol, siendo por tanto una reacción exotérmica, pudiendo así prescindir de quemadores externos para mantener la reacción.

La reacción se verifica con oxígeno puro o con aire en presencia de catalizadores y transcurre a temperaturas superiores a 800°C. La elevada presencia de CO en el gas obtenido tiene el riesgo de la deposición de carbonilla, especialmente si la reacción ocurre a presión elevada, lo que es deseable para lograr reformadores más compactos. Esta carbonilla depositada sobre los catalizadores inhibe la continuación del proceso.

El CO formado se puede eliminar oxidándolo para formar CO2 o bien desplazándolo con agua según la reacción siguiente para obtener más hidrógeno y nuevamente CO2.

!" + !!! → !"! + !!

La eficiencia del proceso es de alrededor del 70% en grandes producciones industriales.

8.2.2.3. Reformado autotérmico

Los reformadores autotérmicos tratan de combinar la compacticidad y capacidad de carga de los reformadores de oxidación parcial con la eficiencia de los reformadores por vapor, en una sola unidad. El calor liberado en el último se aprovecha para el primero, dando lugar a un balance neto nulo. El CO producido es desplazado con agua para producir más hidrógeno y CO2. La eficiencia del proceso es similar a la del método de oxidación parcial.

Las reacciones que se producen para los hidrocarburos genéricos son:

!!!! + ! 2!! → !"# +! 2!! + !"#$%

39

!!!! + !!!! + !"#$% → !"# + ! +! 2 !!

En la figura de la página siguiente se puede observar el proceso autotérmico de manera esquemática:

Figura 18. Esquema de reformado con autotérmico

En un reformador autotérmico el combustible, el vapor y el oxígeno se alimentan de forma conjunta a un catalizador que admita tanto reacciones de oxidación parcial como de reformado por vapor. El calor generado por la reacción de oxidación parcial proporciona el calor necesario para el reformado por vapor, eliminando así la necesidad de disponer de una fuente externa de calor.

9.Purificación

Los reformadores por vapor, por oxidación parcial y autotérmicos convierten todo el carbón que contiene el combustible alimentado (primario) en monóxido de carbono.. Dependiendo de la materia prima, el reformado puede incluir compuestos sulfurosos, metanol líquido u otros contaminantes.

La purificación del reformado es un proceso que se divide en dos etapas. En la primera etapa la mayor parte del monóxido de carbono es convertido en dióxido de carbono usando una reacción de cambio agua/gas. En la segunda etapa, el monóxido de carbono se reduce más a fondo usando reacciones de oxidación selectiva o de metanaje, o bien el hidrógeno es extraído del gas resultante usando un sistema de membranas separadoras (PSA, Pressure Swing Adsorption ).

40

9.1. Reacción de cambio agua/gas

La reacción de cambio agua/gas hace reaccionar el monóxido de carbono con vapor en un catalizador para producir una mezcla de dióxido de carbono y de hidrógeno. La reacción global es la siguiente:

!" + !!! → !!! + !! + !"#$%

En la siguiente figura se muestra el proceso de forma esquemática de la reacción de cambio agua/gas.

Figura 19. Esquema de purificación reacción agua/gas

La reacción de cambio agua/gas se puede realizar utilizando catalizadores de altas temperaturas, produciéndose la reacción a los 300ºC aproximadamente. O bien utilizando catalizadores de baja temperatura, realizándose a 150ºC.

La reacción de cambio agua/gas es un proceso exotérmico. Éste calor puede recuperarse y utilizarlo en otras partes del proceso de reformado y mejorar así la eficiencia total. Alguno catalizadores usados en la reacción de cambio pueden oxidar de manera exotérmica cuando se exponen al aire. Esto puede dar lugar a temperaturas elevadas, con lo que puede plantear un riesgo de incendio o dañar el catalizador.

El método de la reacción de cambio agua/gas resulta eficiente para eliminar la mayor parte del monóxido de carbono del gas resultante del reformado. El monóxido de carbono se encuentra presente en el producto final en proporciones de entre el 15y el 60% dependiendo del combustible base utilizado. Con la reacción de cambio agua/gas pueden reducirse estos valores hasta niveles inferiores al 1%.

9.2. Oxidación selectiva

La oxidación selectiva, o “selox” es un proceso químico en el que se hace reaccionar el monóxido de carbono con el oxígeno en un catalizador para producir dióxido de carbono. Con el catalizador se consigue la siguiente reacción:

41

!" + 1 2!! → !!! + !"#$%

El proceso de oxidación selectiva se muestra de forma esquemática en la siguiente imagen.

Figura 20. Esquema de purificación mediante oxidación selectiva

Las temperaturas demasiado elevadas favorecen la reacción de producción de agua mientras que las temperaturas demasiado bajas dan lugar a condensaciones.

La reacción de oxidación selectiva es un proceso exotérmico. Éste calor puede recuperarse y utilizarse en otras partes del proceso de reformado y mejorar así la eficiencia térmica total del proceso.

El método de oxidación selectiva es el más compacto de todos los métodos de purificación vistos hasta ahora, y es capaz de reducir el contenido de monóxido de carbono hasta niveles tan bajos como entre 5 y 10 ppm. El principal inconveniente de los oxidantes selectivos es que requieren complejos sistemas de control, especialmente para mantener unos niveles de emisión de monóxido de carbono bajos.

9.3. Metanaje

El metanaje es un proceso químico en el que se hace reaccionar el monóxido de carbono y el dióxido de carbono con hidrógeno para producir metano y agua. Las reacciones que se producen durante el metanaje son:

!" + 3!! → !!! + !!! + !"#$%

!!! + 4!! → !!! + 2!!! + !"#$%

El proceso del metanaje se ilustra de forma esquemática en la siguiente figura.

42

Figura 21. Esquema de purificación mediante metanaje

Las reacciones ocurridas durante el metanaje son las contrarias a las que ocurren durante el reformado por vapor del metano, con lo que están invirtiendo la producción de hidrógeno lograda inicialmente.

Si este proceso se realizara directamente en el reformado obtenido, todo el hidrógeno producido seria consumido, no produciendo consumo neto. No obstante, si el dióxido de carbono se elimina antes del metanaje usando otros medios (como por ejemplo un sistema PSA), el monóxido de carbono restante se podría reducir con éxito hasta niveles muy bajos, y la pérdida en la producción total de hidrógeno seria muy pequeña.

9.4.Adsorción por oscilación de presión

La adsorción por oscilación de presión (PSA) es un método industrial utilizado comúnmente para separar una mezcla de gases en sus varios componentes. Esta tecnología se ha usado extensivamente en combinación con los reformadores por vapor para extraer hidrógeno a escalas industriales. La pureza que se puede alcanzar con este sistema es muy elevada (99,99%) mientras que recupera hasta el 85% del hidrógeno disponible.

En el proceso de la adsorción por oscilación de presión, encontramos unos materiales llamados zeolitas. Una zeolita es un mineral con una superficie cristalina muy estructurada que atrae las moléculas de gas hasta su superficie y las retiene mediante la adsorción física.

Existen diferentes tipos de zeolitas fabricadas comercialmente, cada una de ellas capaces de adsorber selectivamente una serie de gases o grupos de gases específicos. Se puede por tanto combinar zeolitas para formar tamices moleculares capaces de adsorber los gases que se deseen desechar mientras que dejan pasar al resto de gases. Los dispositivos de adsorción por oscilación de presión se construyen normalmente para separar el oxígeno del aire de la misma manera en que el hidrógeno se separa del combustible.

La adsorción física implica unas fuerzas de Van der Waals y electrostáticas relativamente débiles. Estos enlaces se rompen fácilmente cuando se someten a

43

variaciones de flujo y de presión. Este principio se utiliza para limpiar los gases no deseados que hayan quedado atrapados en las zeolitas una vez se haya extraído el producto purificado.

El proceso de la adsorción por oscilación de presión implica cuatro fases primarias que, de manera conjunta, forman un ciclo completo.

Durante la primera fase, o fase de presurización del suministro, el gas del reformado se introduce en el área de la zeolita a presión elevada. Durante la segunda fase, o fase de producción los gases no deseados son retenidos mediante adsorción por las zeolitas mientras que el hidrógeno purificado se va concentrando y es extraído. En la tercera fase, o fase de descompresión, se disminuye la presión y algunos de los gases no deseados se desprenden. Durante la última fase, o fase de purga a baja presión, una parte del gas de hidrógeno puro retorna hacia el dispositivo a baja presión para purgar los restos de gases no deseados.

En la figura siguiente se muestra el proceso de adsorción por oscilación de presión de manera esquemática:

Figura 22. Esquema de purificación mediante adsorción por oscilación de presión

9.5.Membranas separadoras de metal

Las membranas separadoras de metal se presentan como una barrera física impermeable a todos los gases excepto al hidrógeno.

Para funcionar, el reformado debe ser introducido en la membrana a través de un gradiente de presión. Hasta el 85% del hidrógeno pasa de encontrarse en un estado de presión elevada (20 bar) a un estado de menor presión (2 bar) y muy elevada pureza (>99,999%). El proceso se ilustra de forma esquemática en la siguiente imagen.

44

Figura 23. Esquema de purificación mediante membranas separadoras de metal

La principal ventaja de utilizar membranas separadoras de metal es que proporcionan hidrógeno de una elevada pureza, como ya se ha comentado anteriormente.

El principal inconveniente de utilizar este sistema es que los costes del material y de su construcción son muy elevados.

45

10. Fuentes bibliográficas

En el siguiente capítulo se expone toda la literatura que se ha empleado en las diferentes etapas de la redacción del trabajo.

• Referencia 1

Tipo de documento: Documento pdf. Título: Hidrógeno. Estudio de sus propiedades y diseño de una planta de

licuado. Autor: Enric Junyebt Guinart. Lugar: Facultad de Náutica de Barcelona. Fecha: 2011.

• Referencia 2

Tipo de documento: Documento pdf. Título: Evaluación, análisis y diseño de pilas de combustibles para el

aprovechamiento energético en sistemas de gases de vertedero en el centro de tratamiento de Juan Grande.

Autor: Ayose Sosa Guerra. Lugar: Universidad de Las Palmas de Gran Canaria. Fecha: 2011.

• Referencia 3

Tipo de documento: Documento pdf. Título: Hidrógeno. Aplicación en motores de combustión interna. Autor: Marc Fábrega Ramos. Lugar: Facultad de Náutica de Barcelona. Fecha: 2008-2009.

• Referencia 4

Tipo de documento: Libro. Título: Gas purification. Autor: Arthur Kohl & Fred Riesenfeld. Edición: Cuarta edición.

• Referencia 5

Tipo de documento: Libro. Título: Manual de diseño y construcción de vertederos de residuos sólidos

urbanos. Autor: Iván Vaquero Díaz. Fecha: 2004.

• Referencia 6

46

Tipo de documento: Libro. Título: Hymac. Plan para la implantación de la economía del hidrógeno en la

Macaronesia.