purificación de biometano con la depuración sin presión para ......hidrocarburos nitrógeno n no...

Dr.-Ing. Lothar GüntherDr.-Ing. Günther Engineering GmbH, Lutherstadt Wittenberg

Purificación de Biometano con la Depuración sin Purificación de Biometano con la Depuración sin Presión para la Fabricación de Biometano y Presión para la Fabricación de Biometano y Dióxido de CarbonoDióxido de Carbono

Con comparación de variantes y análisisde rentabilidad para una cantidad de biogas de 250 Nm³/h

Fachtagung INNOGAS Herstellung von Biomethan aus BiogasDGE GmbH, Dr.-Ing. Lothar Günther

OrganizaciónOrganización

1 Introducción y Presentación de la Empresa2 Tratamiento de Biogas y Estado de la Técnica3 Depuración de Agua de Presión4 Depuración de Selexol5 Depuración de Amina6 Adsorción por Presión (PSA)7 Evaluación de Variantes8 Perspectivas


1-1 Perfil de la Empresa1-2 Construcción de Máquinas1-3 INNOVAS

Introducción y Presentación de la EmpresaIntroducción y Presentación de la Empresa

Simposio INNOGAS Producción de Biometano de Biogas DGE GmbH, Dr.-Ing. Lothar Günther

Perfil de la EmpresaPerfil de la EmpresaIngeniería de MáquinasComo comisionista general realizamos para Ustedes

Instalaciones de Producción

Ampliación de Plantas

Modernización de Plantas

Plantas de Biogas

Aquí aplicamos la probada technología CAD y trabajamos con la modelación 3D.

Purificación de Agua ResidualPara la purificación del agua residual y del agua subterránea aplicamos nuestros procesos de purificación

Stripping

Adsorción

Oxidación ultravioleta

Técnica de Membrana

Biología

Y garantizamos un alto estándar.

Purificación de Gases de EscapeCon nuestros procesos de purificación

Purificación de Gas de Escape

Filtros Biológicos

Adsorción

Oxidación Catalítica

Procesos Térmicos

aseguramos el mantenimiento de los valoreslímites del nuevo TA Luft. Aparte de los procesoscombinados para la purificación de gases de escape les ofrecemos procesos patentados a nuestros clientes.

Desarrollo del ProcesoPara el constante aumento de nuestra potencia desarrollamos nuevas técnicas ambientales.

Entre ellos hay:

1992-1994 Proceso de Adsorción Optimizado

1994-1997BIOSORPTION

1997-2000RK-Vent

2000-2003Scrubber de Manga

2003-2005Proceso PSV


Construcción de MáquinasConstrucción de Máquinas


INNOVASINNOVAS

Saber hacer complejo

Biogas

Biodiesel

Bioetanol

Munich - Alemania

Cooperación estrecha

Wittenberg - Alemania


2-1 Composición de Biogas2-2 Calidad requerida del Gas2-1 Separación industrial de CO22-2 Separación de CO2 del Biogas 2-3 Publicaciones Tratamiento del Gas para la Producción

de Gas Natural2-4 Plantas para el Tratamiento de Biogas

Tratamiento de Biogas y Estado de la Tratamiento de Biogas y Estado de la TécnicaTécnica


Composición de BiogasComposición de Biogas

< 1Hidrógeno H2

< 1Ácido sulhídrico H2S

< 2Oxígeno O2

< 2Nitrógeno N2

2 (20 °C) 7 (40 °C)Agua H2O

25 - 45Dióxido de Carbono CO2

50 - 75Metano CH4

Concentración (Vol. %)Componente


Calidad requerida del GasCalidad requerida del Gas

técnico libre< 1 µmtécnico librePolvo

< 5 mg/m³< 5 mg/m³Ácido sulhídrico H2S

< 15 mg/m³< 6 mg/m³Azufre Mercaptano

< 120 mg/m³< 30 mg/m³Azufre Total (sin medios de odorización)

técnico libreno datosGlicol/Metanol

< 70 200 mg/m³no datosAceite

< 0,03 g/m³Agua

< 1 %< Punto de concensación (con presión/temperatura correspondiente)

Hidrocarburos

no valores máximosno valores máximosNitrógeno N2

< 3 %< 3 % trockenes Netz/< 5 % feuchtes Netz

Oxígeno O2

< 3 %no valores máximosDióxido de Carbono CO2

no valores mínimos (> 96 % según experiencias de OEM)

no valores mínimosMetano CH4

no valores mínimos8,4 13,1 kWh/m³Valor calorífico bruto [Hs,n]

green gas para repostar vehículos ISO / DIS 15403

Gas natural según DVGW G 260

< Punto de concensación (con presión/temperatura correspondiente)


Separación industrial de COSeparación industrial de CO22

Absorción

MEA

DEA

MDEA

Carbonato potáscio caliente

Adsorción Systemas biológicos

MembranasSeparación criogénico

Químico

Físico

Purisol

Selexol

Rectisol

Depuradores

Adsorbedor-lechos fluidizad.

Métodos Regenerativos

AL2O3

Ceolita

Carbón activado

Adsorción por Presión

Adsorción modulada temperatura

Separación

Absorción

Sistemas cerámicos

Óxido de Polifenileno

Siloxano de Polidimetilo

Polipropileno

Perovskita


Depuración de CarsolDepuración de Carsol

diferentes depuradores para la purificación de gases de escape

La depuración de agua, amina y selexol es conocido y está realizado ya

Procesos de adsorción con componentesmúltiples examinados con empresa suiza

Depuración de Carsol para separar CO2 de gases industriales

CO2 de 18 vol. % excepto por pocos ppm del gas de proceso


Separación de COSeparación de CO22 del Biogasdel Biogas

despreciablesisisisiPérdida de Metano

sinonononoRecuperación de CO2

bajo a muy altocomposición modular(cada capacidad)

capacidades medias/ mayores



Campo de Aplicación Preferencial

corriente, calor de escape (ventaja de acoplamiento fuerza-calor)

corrientecorrientecorriente, vaporcorrienteEnergía

sinosisisiRegeneración del Medio de Operación

flexibleflexibleflexibleflexibleflexibleComporta-miento en Composición de Biogas cambiante

siDependiente de Membrana

si, PSAsi, PSAsi, PSASecado de Gas Postconectado

nono condensano condensanonoControl del Punto de Rocío

sisisisisiSeparación de H2S necesario

nosi, 6-13 barsi, 6-10 barnosi, 6-10 barCompresión antes de Separación

Proceso BCMPermeación de Gas (Membrana Polimérica)

Adsorción(Tamiz Molecular: Dióxido de Carbono)

Membrana Adsorción (Amina)

Absorción(Agua)


Publicaciones Tratamiento de Gas NaturalPublicaciones Tratamiento de Gas Natural

2005 Ayuda en la producción y utilización de biogasInstitut für Energetik und Umwelt Leipzig (Instituto de energética y medio ambiente en Leipzig)

Agosto 2005 Informe final Evaluación de las Posibilidades de la Alimentación de Biogas en la Red de Gas NaturalInstitut für Energetik und Umwelt Leipzig

Octubre 2005 Técnica del Tratamiento de BiogasDr. Michael Harasek - TU Wien Austria

Junio 2003 Analísises sobre el Tratamiento de Biogas para la Ampliación de las Posibilidades de Utilización Bremer Energie Institut

Enero 2006 Análisis y Evaluación de las Posibilidades de Utilización de la BiomasaBGW y DVGW

Enero 2006 Alimentación y Integración del Sistema en las existentes Redes de GasBMVIT Austria

Abril 2006 Potenciales y Condiciones para la económica Alimentación de BiogasInstitut für Energetik und Umwelt Leipzig

Mayo 2006 La Utilización del Biogas para la Generación de Electricidad y de Calor Simposio del VWEW en FuldaGreengas: Experiencias con Plantas para el Afino de BiogasDr. Jean-Claude Weber, Erdgas Zürich AG, Suiza


Plantas para el Tratamiento de Biogas Plantas para el Tratamiento de Biogas

58Total

3111Desconocido

11Criotécnica

541Permeación de Gas

11Selexol

11Absorpción de Membrana

156315Adsorción en KMS

32181114151Agua de Presión

TotalSENLITISGBFRDKDECZCH

PaísesTecnología


Evaluación posible solamente sobre interpretación técnica con comparación de variantes

¿¿Cómo comparar los diferentes Procesos?Cómo comparar los diferentes Procesos?

DWWDWWSelexolSelexolPSAPSA

Estado de TécnicaEstado de Técnica

Depuración de Amina sin PresiónDepuración de Amina sin Presión


3-1 Esquema Depuración de Agua de Presión 3-2 Diagrama Coeficientes de Henry3-3 ¿Cúando será económica la Absorción? 3-4 Cálculo Cantidad de Agente purificador3-5 Ejemplos Depuración de Agua de Presión3-6 Cálculo del Valor de pH3-7 Solubilidad de CO2 en Agua3-8 Valores Límites TA Luft

Depuración de Agua de PresiónDepuración de Agua de Presión


Columna de Depuración

Biogas

Biometano

P01

Separador

Aire

Ventilador

Gas de Escape

Producto químico

Agua

Agua residual

Opcional: refrigerador necesario

Esquema DepuradorEsquema Depurador


Ley de HenryLey de Henry

pHXY iii

iii

iii HXXlp

HXY

)(

pYllH

pX

iii )/(

Carga mol en fase líquida y fase gaseosa


Coeficientes de HenryCoeficientes de Henry

Coeficientes de Henry de los Componentes del Biogas-Komponenten en Agua de Autoresdiferentes

Purificación de BiogasDepuración del agua de presión

0,1

1

10

100

1000

10000

100000

0°C 10°C 20°C 30°C

Coe

ficie

nte

de H

enry

[ ba

r m

ol/m

ol]

Temperatura del Sistema [°C]

Oxígeno Dióxido de Carbono AmoniacoÁcido sulhídrico Metano Monóxido de Carbono


Coeficientes de HenryCoeficientes de Henry

Coeficientes de Henry según Rolf Sander, Air Chemistry Department, Max Planck Institute of Chemistry

Purificación de HenryPurificación del agua de presión

0,1

1

10

100

1000

10000

100000

1000000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Coe

ficie

nte

de H

enry

en

atm

Temperatura °C

Oxígeno Nitrógeno MetanoÁcido sulhídrico Hidrógeno Amoniaco


Rentabilidad de la AbsorciónRentabilidad de la Absorción

Prof. Dr.-Ing. B. LohrengelIngeniería de proceso física químicaAbsorción Página -90-

Al presuponer un coeficiente de Henry menos de 10 como escala de rentabilidad de la absorción, se muestra que el agua no es el adsorbente adecuado para muchos gases (p. ej. nitrógeno, hidrógeno, oxígeno, etileno, dióxido de carbono).

5,84,762,71,791,040,830,750,280,0520,044

Cianuro de HidrógenoAcetonaAmoniacoi-ButanolN-Propanol MetanolEtanolAnilinaÁcido AcrílicoFenol

Coeficientes Henry [bar mol/mol] 40-50°C

Gas

Figura 2.61 Coeficientes Henry (Absorbente: Agua T = 40°C 50°C)

11500077500770005960018700470028709035081947,5

NitrógenoHidrógenoMonóxido de CarbonoOxígenoEtilenoÓxido de DinitrógenoDióxido de CarbonoCloroDiclorometanoBromoAcrylnitrilo

Coeficientes Henry [bar mol/mol] 40-50°C

Gas

Si los coeficientes de Henry son mayores de 10, hay que comprobar exactamente la rentabilidad de la absorción.


Recta de Balance y Recta de Balance y LíneaLínea de Equilibriode Equilibrio

Purificación de BiogasDepuración del Agua de Presión

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0 0,0001 0,0002 0,0003 0,0004 0,0005 0,0006 0,0007 0,0008 0,0009 0,001 0,0011 0,0012 0,0013 0,0014 0,0015 0,0016 0,0017

Carga mol fase líquida X[-]

Car

ga

mo

l fa

se g

aseo

sa Y

[-]

6 bar 30 °C 6 bar 10 °C Recta Balance 30 °C Recta de Balance 10 °C Recta de Balance eff. Recta de Balance eff.

Línea de Equilibrio a 10 °C

Línea de Equilibrio a 30 °C

NL/NGNL/NG

(NL/NG)Min

Ye=0,4

Ya=0,02

Xe=0

Xa Xgl


Cantidad de DetergenteCantidad de Detergente

Calculación de las cantidades necesarias del detergente a presiones y temperaturas diferentes

Calculación de la Cantidad del DetergenteSistema: Biogas-CO2-Agua

Ejemplo Ye 0,4 Xgl de línea de equilibrioYa 0,02 Xe 0

(NL/NG) min = (Ye-Ya)/(Xgl-Xe)

(NL/NG)praktisch = 1,25 * (NL/NG) min

Presión 6 barTemperaturaxgl (NL/NG) min (NL/NG)p NG NL Cantidad de Agua°C kmol/h Kmol/h m³/h T 6 8 10

10 0,0015 253,33 316,67 11,16 3.534,00 63,61 °C30 0,0009 422,22 527,78 11,16 5.890,00 106,02 10 63,612 47,709 38,1672

30 106,02 82,972174 68,155714 Presión 8 barTemperaturaxgl (NL/NG) min (NL/NG)p NG NL Cantidad de Agua°C kmol/h Kmol/h m³/h

10 0,002 190,00 237,50 11,16 2.650,50 47,71 30 0,00115 330,43 413,04 11,16 4.609,57 82,97

Presión 10 barTemperaturaxgl (NL/NG) min (NL/NG)p NG NL Cantidad de Agua°C kmol/h Kmol/h m³/h

10 0,0025 152,00 190,00 11,16 2.120,40 38,17 30 0,0014 271,43 339,29 11,16 3.786,43 68,16


Cantidades de DetergenteCantidades de Detergente

Calculación de cantidades necesarias de detergente a presiones y temperaturas diferentes

Purificación de BiogasDepuración de Agua de Presión

0

20

40

60

80

100

120

6 8 10

Can

tidad

de

agua

in [m

³/h]

Presión en [bar]

10°C 30°C


Depuración de Agua de Presión Depuración de Agua de Presión -- EjemploEjemplo 11

Conclusión

1. Cantidad de agua enorme2. Mientras más presión,

menos la cantidad de agua3. Mientras más presión, más

la pérdida de metano

Biogas

Biometano

Agua de Depuración, cargado

Agua de Depuración

Composición del Biogas

Vol.%CH4 53H2 1CO2 40N2 2O2 1H2O 3Total 100Volumen Nm³/h 250

Composición del BiometanoTemperatura del Sistema 10 °C

6 bar 8 bar 10 barVol.% Vol.% Vol.%

CH4 90,88 91 91,27H2 1,7 1,72 1,74CO2 2,01 1,88 1,59N2 3,45 3,48 3,53O2 1,71 1,71 1,72H2O 0,25 0,21 0,15Total 100 100 100Volumen Nm³/h 141,22 140,9 138,04

Cantidades del Agua de Depuración

6 bar 8 bar 10 barCantidad Agua m³/h m³/h m³/hT 10°C 64 48 38T 30°C 106 83 68

Carga Agua de Depuración6 bar 8 bar 10 bar

T=10°C dT °C 0,38 0,50 0,63CO2 kg/h 190,6 190,6 190,6CH4 kg/h 2,5 2,6 4,1Pérdida deMetano en % 2,73 2,84 4,47T=30°C dT °C 0,22 0,28 0,35CO2 kg/h 190,6 190,6 190,6CH4 kg/h 2,8 2,9 5,5Pérdida demetano en % 3,06 3,17 6,0



Cantidades del Agua de Depuración


Composición de BiogasTemperatura del Sistema 10 °C


CH4 95,18 95,25 95,64H2 0 0 0CO2 2,01 1,96 1,59N2 1,72 1,75 1,76O2 0,85 0,85 0,86H2O 0,24 0,19 0,15Total 100 100 100Volumen Nm³/h 141,22 140,9 138,04


T=10°C dT °C 0,38 0,50 0,63CO2 kg/h 190,6 190,6 190,6CH4 kg/h 2,5 3,4 4,2Pérdida deMetano en % 2,73 3,71 4,58T=30°C dT °C 0,22 0,28 0,35CO2 kg/h 190,6 190,6 190,6CH4 kg/h 2,9 5 5,6Pérdida deMetano en % 3,17 5,46 6,11

Biogas

Biometano


Agua de Depuración

Conclusión

4. Se puede conseguirconcentraciones de bio-metano mayores a 95-96Vol.% solamente en un parte inerte de (N2+O2) material en el Biogas menos a 1,5 Vol.%

Composición de Biogas

Vol.%CH4 55,5H2 0CO2 40N2 1O2 0,5H2O 3Total 100Volumen Nm³/h 250



Composición de BiogasTemperatura del Sistema 10 °C


CH4 96,04 96,16 96,53H2 0 0 0CO2 2 1,91 1,58N2 1,38 1,4 1,4O2 0,34 0,34 0,34H2O 0,24 0,19 0,15Total 100 100 100Volumen Nm³/h 142,43 139,14 138,46

Cantidades del agua de Depuración



T=10°C dT °C 0,38 0,50 0,63CO2 kg/h 190,6 190,6 190,6CH4 kg/h 2,5 3,4 4,3Pérdida deMetano en % 2,73 3,71 4,69T=30°C dT °C 0,22 0,28 0,35CO2 kg/h 190,6 190,6 190,6CH4 kg/h 2,9 5 5,7Pérdida deMetano en % 3,17 5,46 6,2

Biogas

Biometano


Agua de Depuración

Composición de Biogas

Vol.%CH4 56H2 0CO2 40N2 0,8O2 0,2H2O 3Total 100Volumen Nm³/h 250

Conclusión

5. Las altas concentraciones de biometano causan altas pérdidas de metano


Altura de la ColumnaAltura de la Columna

Efecto de Purificación Altura Columna en MetrosSeparación de CO2 Temperatura Sistema °CVol.% 10°C 30°CCantidad Agua de Depuración m³/h 64 106

De 40 a 2 18 22De 40 a 1 34 28De 40 a 0,5 43 36De 40 a 0,1 63 55


Calculación del Valor de pHCalculación del Valor de pH

El valor pH de la solución de depuración en el agua de depuración

Calculación del Valor de pHSistema: Agua-Dióxido de Carbono

2,02,53,03,54,04,55,05,56,06,57,07,58,0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Val

or p

H

CO2 en el Agua [g/l]


Solubilidad de COSolubilidad de CO22 en Aguaen Agua

-----0,01250,024690

0,590,01290,025870

0,820,01370,029150

1,280,01660,036430

1,670,01900,042820

2,280,02260,052610

3,260,02810,06760

CO2NitógenoOxígenoTemp. (°C)

Solubilidades de CO2 en Agua a una Presión normal (g/l)Presión [bar]

Co

nce

ntr

aci

ón

de

CO

2[g

CO

2/

l A

gu

a]


TATA--Luft Valores LímitesLuft Valores Límites

0,15 kg/h

30 mg/m³

- Amoniaco- Compuestos de cloro gaseosos y anorgánicos, si no

contenido en clase I o clase II, indicado como cloruro de hidrógeno

flujo de masa según sustanciaoconcentración de masa según sustancia

Clase III

15 g/h

3 mg/m³

- Ácido Sulhídricoflujo de masa según sustanciaoconcentración de masa según sustancia

Clase II


4-1 Esquema Básico del Proceso Selexol 4-2 Datos de Equilibrio de Clariant para Genosorb 1753 4-3 Datos de Equilibrio de SFA Pacific4-4 Comparación Solubilidades Agua/Genosorb 4-5 Valores de Balance Proceso Selexol4-6 Calculación Depuración en Marcha sin Regeneración

Depuración de SelexolDepuración de Selexol


Flash

Columna

Condensador

Biogas

Agua

Biometano

Radiador

P01P02

Stripper

Calentador

Aire

Gas Flash

Ventilador

Gas de Escape

Esquema BásicoEsquema Básico


Datos de EquilibrioDatos de Equilibrio

Solubilidades de Gases diferentes a 25°C (N cm3/g · bar)tomadas en Tetraetilenoglicol Dimetileter (Genosorb 300 y 1753)


Datos de EquilibrioDatos de Equilibrio

Fuentes: DOW, Clariant GmbH Datos de Equilibrio de SFA Pacific a K CH4/K Componente

6,60038,000HCN

2,20011,000H2O

7593,800C6H6

68340CH3SH

21134H2S

7.035COS

3.115CO2

0.21.0CH4

0.080.8CO

0.030.2H2

Solubilidad Ncm²/g.bar, @25°C

Solubilidad Index aComponente


Solubilidades y BalancesSolubilidades y Balances

140 g/l6.009 g/l25 °CGenosorb

24 g/l1.685 g/l20 °CAgua

L CH4L CO2TemperaturaMedio

330 mg/Nm²< 0,2 mg/Nm³550 mg/Nm³H2S Concentración

28 Vol. %< 2 Vol. %29 Vol. %CO2

6 Vol. % *98 Vol. %66 Vol. %Metano

+33 °C-40 °C+35 °CPunto de Rocío

415 m³/h132 m³/h250 m³/hVolumen

Gas StrippFlash

Gas NaturalBiogasPunto de Medida

Comparación SolubilidadesAgua/Genosorb

Valores de Balance Proceso Selexol(Biogas sin aire,

no desulfuración biológica)

< 0,002 g/Nm³NH3 Concentración

< 0,001 g/Nm³H2S Concentración

9,9 Vol. %CO2

88,7 Vol. %Metano

+13 °CPunto de Rocío

1,48 Vol. %Concentración Agua

Calidad Gas NaturalPunto de Medida Depuración de Biogas con Genosorb ycontaminado con Agua

* UEG-Ex-Límite = 5-15 Vol. %

Simposio INNOGAS Producción de Biometano de BiogasDGE GmbH, Dr.-Ing. Lothar Günther

5-1 Esquema Básico Depuración Amina sin Presión 5-2 Diagrama Equilibrio5-3 Selctividad y Capacidad5-4 Planta Piloto y Laboratorio5-5 Unidad de Regeneración móvil para Solución de

Depuración5-6 Velocidad de Enlace CO25-7 Calculación de Conversión de CO25-8 Modelo de Planta e Imágenes

Depuración de AminaDepuración de Amina


Esquema BásicoEsquema Básico

Biogas

Biometano

P01

PurificaciónBiogas

-

H2S, NH 3

CO 2-Condensación

Secado

Recuperación de-Calor

F02

F01 F03

Aceite Termal

E04

E05

E02

E03

E01

K01

CO 2


Diagrama EquilibrioDiagrama Equilibrio

Diagrama Equilibrio de Depuración fisical y química

Fisisorción

Quimisorción


Selctividad y CapacidadSelctividad y Capacidad

0,500,070,89MEA

0,320,092,27DEA

0,120,103,85MDEA

mol CO2/mol Aminamol H2S/mol AminSelectividadAmina

Capacidad

350 % Wt. MDEA

820 % Wt. DEA

1315 % Wt. MEA

2550 % Wt. DEA

3230 % Wt. MEA

Tasa de CorrosiónMPY

Disolvente

Selectividad y Capacidad

Corrosión


Condiciones de EquilibrioCondiciones de Equilibrio

Proceso Detergente Adsorbato Reacción Química


Pérdida de AminaPérdida de Amina


Planta Piloto y LaboratorioPlanta Piloto y Laboratorio

Planta Piloto 1 Nm³/h

Planta Laboratorio


Técnica de MediciónTécnica de Medición

Estación para rellenar Biogas

Vehículo de Servicio con Instrumentos de Medición


Concentración de COConcentración de CO22 en Biometanoen BiometanoProducción de Biometano con Depuración de Amina sin Presión

Modo de Operación con solución de Depuración cargada y regenerada 5g CO2/l

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

14:3

8:14

14:4

0:59

14:4

3:43

14:4

6:27

14:4

9:11

14:5

1:55

14:5

4:39

14:5

7:23

15:0

0:07

15:0

2:51

15:0

5:35

15:0

8:19

15:1

1:03

15:1

3:48

15:1

6:32

15:1

9:16

15:2

2:00

15:2

4:44

15:2

7:28

15:3

0:12

15:3

2:56

15:3

5:40

15:3

8:24

15:4

1:08

15:4

3:52

15:4

6:36

15:4

9:20

15:5

2:04

15:5

4:48

15:5

7:32

16:0

0:16

16:0

3:00

16:0

5:44

16:0

8:28

Hora

Co

nce

ntr

ació

n [

Vo

l.%]

O2 CO2

Cantidad de Biogas 200 l/hSolución de Depuración 9,6 l/h

Aumento de Rendimiento a 400 l/hSolución de Depuración 9,6 l/h

Fase inicial 40 minutos

Estado estable


Enlace de COEnlace de CO22

Separación de COSeparación de CO22 con DEAcon DEA


Calculación de Conversión de COCalculación de Conversión de CO22

Separación de CO2 from BiogasConversión sólo para la geometría de

depuradores de la DGE

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

0 0, 0, 0, 0, 1 1, 1, 1, 1, 2 2, 2, 2, 2, 3 3, 3, 3, 3, 4 4, 4, 4, 4, 5 5, 5, 5, 5,

Con

vers

ión

de C

O2

Altura de Apilado de la Columna [m]

Solución de Amina 2 Solución de Amina 3 Solución de Amina 1Solución de Amina 2 Solución de Amina 3 Solución de Amina 1


Ciclo de AbsorciónCiclo de Absorción

Fase gaseosa

Fase líquida


Equilibrios en la Absorción de COEquilibrios en la Absorción de CO22 y Hy H22S en S en Soluciones de AminaSoluciones de Amina

Fase gaseosa

Fase líquida


Unidad de Regeneración para Soluciones de Unidad de Regeneración para Soluciones de DepuraciónDepuración


Modelo de una PlantaModelo de una Planta


Imágenes de las PlantasImágenes de las PlantasPlanta PilotoColumna de Depuración 25 Nm³/h

Unidad de Regeneración


Imágenes de las PlantasImágenes de las Plantas

Planta para el Tratamiento de Biogas


Imágenes de las PlantasImágenes de las Plantas

NOx Columnas de Depuración para la quimisorción lenta con un volumen de gas de escape de 1.000 Nm³/h


6-1 Orden de la Adsorción 6-2 Esquema Básico 6-3 Diagrama Equilibrio6-4 Curva de Equilibrio

Adsorción por PresiónAdsorción por Presión


Orden de la AdsorciónOrden de la Adsorción


Esquema BásicoEsquema BásicoGas producidoGas producido

GasGas de de escapeescape

Entrada de gasEntrada de gas


Diagrama EquilibrioDiagrama Equilibrio

Diagrama Equilibrio de depuración física y chímica

Adsorción

Presión

Com

bina

ción

PSA

-TSA


Curva de EquilibrioCurva de Equilibrio

Curva de Equilibrio de la Adsorción por Presión

Adsorbedor 1

Adsorbedor 2

Adsorbedor 3

Adsorbedor 4

Tiempo [min]

Pre

sió

n A

dso

rbed

or

rela

tiva


7-1 Energía Eléctrica 7-2 Análisis de la Rentabilidad del Tratamiento de Biometano 7-3 Efectos Secundarios7-4 Regulaciones Especiales en Alemania7-5 Resumen7-6 Diagramas Expensas en el Tratamiento de Biogas

Comparación de VariantesComparación de Variantes


Demanda de la Energía EléctricaDemanda de la Energía Eléctrica

0,1680,0690,2510,273kWh/Nm³Biogas

39,5/44,617,360,5/65,166/70,5kWTotal

0,5220,5kWAgua de Refrigeración

815kWMáquina Frigorífica

10kWBomba de Vacío

515/1537/37kWBomba6/10 bar

29,5/342,3 (100 mbar)28,5/33,128,5/33,1kWCompresor 6/10 bar

PSADepuración de Amina

sin Presión

Depuración de Selexol Simple

DWWProceso


Pérdida de MetanoPérdida de Metano

0,1190,0010,2980,102kWh/Nm³Biogas

29,80,274,4825,4kWhPérdida Potencia Eléctrica

35353535%Rendimiento Combinación Calor y Energía

85,10,5212,872,7kWPérdida Valor Calorífico

5,50,0313,754,7%Valor Medio

4-70,039,5-182,9-6,5%Pérdida de Metano


sin Presión


DWWProceso


Evaluación Potencia Eléctrica en Total Evaluación Potencia Eléctrica en Total

0,2850,070,4990,375kWh/Nm³Biogas

71,8517,5124,9893,65kWhTotal

29,80,274,4825,4kWhPérdida Combinación Calor y Energía

42,0517,362,568,25kWhEnergía EléctricaDemanda


sin Presión


DWWProceso


Demanda de Energía para la RegeneraciónDemanda de Energía para la Regeneración

110-16060-7020-30°CTemperatura

082,316,624,7kWh

0296.29759.79588.800kJ/hCalor

4,46234,46234,46234,4623kmol/hCantidad de CO2

no aplicable66,413,419,9MJ/kmolCalor de Adsorción molar

PSADepuraciónde Amina

Sin Presión

Depuración de SelexolSimpleDEA

DWWProceso

014,02,84,2kWCantidad de Corriente

PSADepuración de

Aminasin Presión


DEA

DWWProceso

0,2850,1260,5110,391kWh/Nm³Biogas

71,8531,5124,9897,85kWhTotal

PSADepuración de

Aminasin Presión


DEA

DWWProceso


Análisis de Rentabilidad Análisis de Rentabilidad

+566.040+1.370.600+943.400Diferencia en 20 años

28.302+68.530+47.170/aCostos Diferenciales

50.73022.42890.95869.598/aCostos de Energía

8,98,98,98,9cent/kWhPrecio de Energía

570.000252.0001.022.000782.000kWh/aEnergía por Año

8.0008.0008.0008.000h/aHoras de Operación

250250250250Nm³/hCantidad Biogas

0,2850,1260,5110,391kWh/Nm³Expensas Biometano

PSADepuración de

Amina sin Presión

Depuración de SelexolSimpleDEA

DWWProceso


Efectos SecundariosEfectos Secundarios

Efectos Secundarios de todos los Procesos para el Tratamiento de Biogas a Biometanomenos costos para servicios en la combinación de generación de calor y energíaDuración más largo de la combinaciónmayor rendimiento

De datos conocidos resulta la evaluación de esos efectos secundarios

Costos Servicios Biogas Gas Naturalen cent/kWh: 1,5 0,5Duración Combinación de Calor y Energía en h: 70.000 140.000Aumento de Rendimiento: 1-2 % Gas Natural en comparación con Biogas


Efectos SecundariosEfectos Secundarios

De una planta de biogas con una potencia eléctrica de 500 kW resultan los siguientes efectos:Reducción 500kWh x 1 cent/kWh = 5 /h x 8.000 h/a = 40.000 /a

de Costos para Ahorro en 20 añosServicios por: = 800.000

Duración Combinación Calor EnergíaOperación con biogas en 20 años 2,28 veces renovación de la combinación calor energía

Operación con gas natural en 20 años 1,14 veces renovación de la combinación calor energíaCostos para renovación de la combinación calor energía 250.000 En general se opera 2 combinaciones calor energía a 250 kWh cada una

Ahorro en 20 años 1,14 x 2 x 250.000 = 570.000

Aumento de rendimiento empleado conservador con 1 %500 kWh x 0,01 = 5 kWh x 8000 h/a = 40.000 kWh/a

Beneficio en 20 años 800.000 kWhPrecio en Alemania 800.000 kWh x 16,9 cent/kWh = 135.200 Precio en el extranjero 800.000 kWh x 8,9 cent kWh = 71.200

El total de los efectos secundarios del tratamiento de biometano asciende a:dentro de 20 años 1.441.200 a 1.505.200 .


Regulaciones Especiales en AlemaniaRegulaciones Especiales en Alemania

Gratificación para innovación y combinación de calor y energía con 2 cent/kWh cada una

500 kWh x 2 cent Gratif. Innovación 10 /h x 8000 h/a 80.000 /a82,3 kWh x 2 cent Gratif. Combi Calor Energía 1,646 /h x 8000 h/a 13.168 /a

Total 93.168 /a


ResumenResumen

104.530146.00066.95885.662/aDiferencia

80.00093.16882.65680.000/aRegulación Gratificación D

75.26075.26075.26075.260/aEfectos SecundariosD

-50.730-22.428-90.958-69.598/aCostos Energía

PSADepuración de

Amina sin Presión

Depuración de SelexolSimple

DEA

DWWProceso

21.33049.632-18.8982.462/aDiferencia

0000/aRegulación Gratificación

72.06072.06072.06072.060/aEfectos Secundarios

-50.730-22.428-90.958-69.598/aCostos Energía

PSADepuración de

Amina sin Presión


DEA

DWWProceso

en el ejemplo de la producción de biogas 250 Nm³/h se recibe los siguientes resultados:


ResumenResumen

9,899,598,95,585,585,18kWh/kgValor Calorífico NetoHu

10,9810,649,886,196,195,75kWh/Nm³Valor Calorífico Bruto Ho

14,5113,7812,486,276,285,78kWh/Nm³Índice Wobbe Ho

ppm NH3

ppm COS

ppmH2S

0,08860,34361,71810,050,21Vol. %O2

0,35461,37446,87240,20,84Vol. % N2

000Vol. %H2

0,07090,06670,0687333Vol. %H2O

0000Vol. %CO

0,20002,00662,040,754040Vol. %CO2

99,285996,208789,3408565652Vol. %CH4

Biometano 3Biometano 2Biometano 1Biogas 3Biogas 2Biogas 1DimensiónComponente


Diagrama Diagrama Demanda de EnergíaDemanda de Energía

Costos para el tratamiento de biogas, diferentes autores, referiendo a la demanda de energía

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

DWW Seloxol Amina Amina, sin presión PSA

Dem

anda

de

Ene

rgía

kW

h/N

m³

Bio

gas

Proceso del Tratamiento de Biogas

Instituto Wuppertal TU-WienCarboTech DGE


Diagrama Diagrama Costos del TratamientoCostos del Tratamiento

Costos para el tratamiento de biogas, diferentes autores, referiendo a los costos del tratamiento

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

200000

DWW Seloxol Amina Amina, sin presión PSA

Cos

tos

del T

rata

mie

nto

/a

Proceso del Tratamiento de Biogas

Instituto Wuppertal TU-WienCarboTech DGE


Proceso Biogas con Utilización optimizada de Energía y Recursos

PerspectivasPerspectivas


Perspectivas Perspectivas Proceso BiogasProceso Biogas

Calor

Azufre

Planta Biogas

Tratamiento de Biogas

Producción de Gas Natural

Calefacción

Sustrato de

Fermenta-ción

Desulfurización biológica

Desulfurización química húmeda

Adsorción

Materias Primas

Productos Químicos

Red Gas Natural

CO2

Fertilizante Sulfato Amónico

HolzhackschnitzelPlanta con Virutas de Madera como

Generador de Energía

Wasser-kreislauf

Fertilizante

Ammonium-carbonat


FinFin

¡ Muchas Gracias por la Atención !

purificación de biometano con la depuración sin presión para ......hidrocarburos nitrógeno n no...

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