Instalación de upgrading de biogás e inyección de biometano a red de gas

Con la finalidad de complementar el aprovechamiento actual del biogás en forma de generación de energía eléctrica mediante motores de cogeneración y disminuir la huella de carbono debida al biogás excedente quemado en antorcha, se describe la actuación de enriquecimiento (upgrading) de biogás y conversión a biometano que se realizará en un terreno del término municipal de Granollers, cercano a las instalaciones productoras de biogás. La instalación de upgrading proyectada aprovechará los flujos excedentarios de biogás procedente del sistema de digestión anaerobia de la EDAR Granollers (Consorci Besòs Tordera) y de la Planta de Tratamiento de FORM (Fracción Orgánica de Residuos Municipales) del Consorci per a la Gestió dels Residus del Vallès Oriental (CGRVO).

La actuación permitirá disminuir los  gases de efecto invernadero del CBT y del CGRVO, así como colaborar con el desarrollo de la economía circular optimizando el aprovechamiento energético de los recursos de las dos instalaciones.

El proyecto está parcialmente financiado por el Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) en el marco operativo de CRECIMIENTO SOSTENIBLE 2014-2020.

Descripción general del proyecto

Aprovechando la proximidad geográfica de las instalaciones de la EDAR Granollers y de la Planta de Tratamiento de la FORM del CGRVO (Figura 1) y el compromiso de ambas organizaciones para optimizar sus recursos, se ha proyectado la construcción de una planta de upgrading de biogás que sea capaz de tratar los flujos de biogás excedentarios de ambas instalaciones.

Figura 1: Ubicación de las parcelas de la EDAR Granollers y CGRVO

La planta del CGRVO y la planta de la EDAR Granollers disponen de 4 digestores anaeróbicos, 2 de la planta de CGRVO, que son alimentados con los residuos urbanos orgánicos, y 2 de la EDAR que se alimentan con los fangos de la depuración.

El biogás producido por los digestores es usado por cada una de las instalaciones para generar electricidad y para la producción de calor de los propios digestores a través de motores de cogeneración y calderas. Aún con el aprovechamiento del biogás de los motores hay una cantidad de biogás que es excedentario y que tiene que ser quemado en antorcha.

En la figura 2, se muestra la producción y distribución de los usos de biogás actuales para ambas instalaciones.

Figura 2. Producción y distribución de los usos de biogás para las instalaciones de la EDAR Granollers y CGRVO en el año 2018

El biogás producido por los digestores del CRGVO ha sido de 3.999.357 Nm3 el año 2018, de los que 3.555.921 Nm3 se han utilizado en motores de cogeneración y el resto, 443.435 Nm3 se han quemado en antorcha. Por su parte la EDAR de Granollers produjo en sus digestores 1.341.377 Nm3 de biogás en el mismo año, de los que se destinaron 1.060.804 Nm3 a motores de cogeneración, 198.377 Nm³ al calentamiento de digestores y el resto, 82.196 Nm3 se han quemado en antorcha.

La instalación tendrá una capacidad de tratamiento de 500 Nm3/h de biogás y el enriquecimiento se realizará mediante tecnología de membranas con tres etapas, asegurando de esta manera la calidad de biometano requerida para inyección, así como un aprovechamiento máximo del metano con pérdidas mínimas de biogás. En la Figura 3 se muestra el diagrama de bloques que componen la instalación.

Los flujos de biogás de cada origen son sometidos a un sistema de adecuación que tiene como finalidad homogeneizar la calidad del biogás. Este sistema se basa en el secado del biogás y adsorción en carbón activo para la disminución de la concentración de siloxanos y ácido sulfhídrico.

A continuación, se ha proyectado la implementación de un gasómetro que será independiente de las instalaciones del CGRVO y de CBT estando a disposición de la planta de upgrading de manera exclusiva. La implementación del gasómetro permite asegurar el suministro en condiciones nominales de biogás a la planta de upgrading así como amortiguar las puntas de generación de biogás.

Figura 3: Diagrama tentativo de la planta de upgrading proyectada

El biogás será enviado desde el gasómetro al sistema de pretratamiento de la planta de upgrading, donde se eliminará la humedad, el contenido remanente en ácido sulfhídrico, compuestos volátiles orgánicos y siloxanos, quedando el biogás en condiciones óptimas para el proceso de separación con membranas. El sistema de pretratamiento contará, además con un sistema de enfriador-condensador con la finalidad de reducir la posible humedad del biogás.

Una vez adecuado el biogás de entrada a la planta de upgrading, se requiere elevar la presión del mismo hasta los 16 bar para introducirlo en la etapa de membranas, por lo que el sistema dispone de una unidad de compresión, capaz de elevar la presión del volumen de biogás de entrada, así como del biogás recirculado del sistema de permeado de membranas. Los sistemas de membranas se basan en la separación física de los compuestos debido a las diferentes permeabilidades a la presión de operación aplicada. En la figura 4 se indican los flujos de diferentes gases a través de un módulo de membranas y la velocidad de separación de los mismos.

Figura 4: Flujos de diferentes gases a través de un módulo de membranas y la velocidad de separación de los mismos

La permeabilidad de cada compuesto depende de su solubilidad en el material de la membrana, así como su ratio de difusión. Los gases con mayor solubilidad y menor tamaño molecular tienen una velocidad mayor de permeabilidad (selectividad), aspecto que se mejora usualmente precalentando el gas a la entrada del sistema.

El biogás presurizado circulará a través de las distintas etapas de membranas (en este caso 3 etapas), identificándose a lo largo de ellas las principales corrientes de entrada y salida según esquematizado en la figura 5.

Figura 5: Principales corrientes de entrada y salida a través de las etapas de membranas de la planta de upgrading proyectada

La primera etapa tiene como entrada el biogás procedente de las etapas previas de calentamiento, presurización y filtrado. En esta etapa se llevará a cabo una primera separación del CO2 y, parcialmente, del O2 contenidos en el gas.

Parte del gas filtrado, que aún contiene cantidades significativas de CH4, será conducido a la tercera etapa de membranas de cara a mejorar la efectividad del proceso. El biogás enriquecido saliente pasará a una segunda etapa en la que se producirá una separación más fina.

En la segunda etapa, parte del gas filtrado, que también contiene de forma significativa cantidades de CH4, se une a la corriente similar de la tercera etapa de membranas para ser conducidas a un punto aguas arriba del proceso global (concretamente en la aspiración del compresor), con el objeto de tener un mayor aprovechamiento del metano que contiene. El gas saliente de esta segunda etapa será el gas ya considerado como biometano, listo para su aprovechamiento posterior.

En la denominada tercera etapa de membranas, la corriente de CO2 filtrado (“gas off”), será liberado a la atmósfera sin que suponga riesgo, dada su baja concentración de H2S y CH4. El gas retenido se reconduce, junto con la corriente filtrada de la segunda etapa para el reaprovechamiento mencionado anteriormente.

Este sistema podrá llegar a recuperar un 99,5% CH4 y tendrá la capacidad de trabajar entre 300 y 500 Nm³ de biogás no recirculado.

Con objeto de valorar en continuo la efectividad y operativa del nuevo sistema de producción de biometano será necesario tener constancia de la evolución de las características del gas a lo largo del proceso, para ello se preverán sendos sistemas de medida de caudal y composición del gas, tanto en el punto de entrada a las nuevas instalaciones, para supervisar el flujo de biogás procedente de las dos plantas, como en el punto del proceso situado inmediatamente tras la etapa de membranas, para supervisar tanto la eficiencia del proceso como la calidad del biometano producido, con las siguientes características principales:

Cabe destacar que el cromatógrafo para análisis del biometano producido estará localizado en la ERM de inyección a la red cuyo suministro y posterior mantenimiento será realizado por la empresa gestora de la red de distribución de gas, en este caso NEDGIA.  El equipo se utilizará para comprobar que se alcanzan los requerimientos mínimos de calidad del gas y calcular los parámetros de PCS, Wb y densidad del gas.

Durante el tratamiento de upgrading se genera calor en los puntos de compresión, secado y enfriamiento del biogás. Para recuperar este calor y aprovecharlo en los digestores de la instalación de la EDAR (al ser éstos los más cercanos a la planta de upgrading) se instalará un sistema único de recuperación de calor.

Previamente a su inyección en la red de distribución de gas cumpliendo el Protocolo de Detalle PD-01 (“Medición, Calidad y Odorización de Gas” de las normas de gestión técnica del sistema gasista), el biometano procedente del enriquecimiento se someterá a la adición de un odorizante, THT o sulfuro de tetrametileno, mediante una bomba de dosificación. Esta odorización se realiza directamente en el ERM de inyección y es responsabilidad de la empresa distribuidora NEDGIA.

El punto de conexión a la red de gas natural existente se sitúa, en la actualidad, dentro del terreno donde se ubica la EDAR y el CGRVO, y durante la fase de estudio de viabilidad del proyecto se ha confirmado la disponibilidad de aceptación de biometano en la red de NEDGIA.

Figura 6: Principales redes de conexión de biogás entre la EDAR Granollers y CGRVO y localización de las redes de gas natural disponibles para inyección

Consideraciones

El proyecto, con un coste previsto de 2.775.000 euros, ha recibido una subvención de 1.012.944,76 euros por parte del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) a través de los Fondos Europeos de Desarrollo Regional de la Unión Europea (FEDER) en el marco operativo de CRECIMIENTO SOSTENIBLE 2014-2020, al tratarse de una iniciativa que favorece una economía baja en carbono y, por tanto, un crecimiento sostenible. El resto corre a cargo de los dos consorcios.

La implementación de este proyecto permitirá disminuir la huella de carbono de ambas plantas de tratamiento, así como colaborar con el desarrollo de la economía circular optimizando el aprovechamiento energético de los recursos de las dos instalaciones. En concreto, la instalación de la planta upgrading de biogás e inyección de biometano a la red de distribución de gas, permitirá incrementar la capacidad adicional de producción de energía renovable térmica en 178 MWht/año y reducir la huella de carbono de ambas instalaciones en 1.161,3 tn CO2 eq/año, 748,7 tn CO2 eq/año en la planta de tratamiento de residuos y en 412,6 tn CO2 eq/año en la EDAR.

Conclusiones

La implantación de la instalación de upgrading se planificó en su génesis como un instrumento para eliminar completamente los flujos de biogás dirigidos a la antorcha debido a puntas de producción y paros por mantenimiento programado y no programado de los motores de cogeneración, dando salida a un caudal anual de 724.000 Nm3/biogás. En este sentido y dado el abatimiento de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) que se obtienen, la ejecución del proyecto está cofinanciado por el FONDO EUROPEO DE DESARROLLO REGIONAL (FEDER) en el marco del programa operativo de CRECIMIENTO SOSTENIBLE 2014-2020, y deberá estar en operación en Julio de 2023.

Paralelamente y dada la situación actual del mercado energético y la aparición de un esquema nacional de garantías de origen asociadas al biometano, así como la posibilidad de acceder al mercado europeo del biometano utilizando esquemas voluntarios de certificados de origen, el proyecto descrito permite ser un complemento viable a la producción de energía eléctrica a partir del biogás gestionando los caudales de biogás producido en las instalaciones de producción de energía eléctrica o biometano, maximizando de esta forma los ingresos por venta obtenidos en su conjunto.