Integración energética en EDAR mediante simulación de un ciclo térmico de aprovechamiento de biogás.

UNIVERSIDAD DE VALLADOLID ESCUELA DE INGENIERIAS INDUSTRIALES Grado en Ingeniería Eléctrica Integración energética en EDAR mediante simulación de un ciclo térmico de aprovechamiento de biogás. Autor: Domínguez Rodríguez, Adrián Tutor: Fernández-Polanco Íñiguez de la Torre, María Departamento: Ingeniería Química y Tecnología del Medio Ambiente Valladolid, junio de 2023. GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 2 AGRADECIMIENTOS  A mi tutora, María, por su amabilidad, empeño y ganas de trabajar.  A Blanca Giménez, profesora del Área de Máquinas y Motores Térmicos, por la ayuda para resolver los problemas que iban surgiendo con el programa de simulación.  A María del Carmen Martín, profesora del Área de Ingeniería Térmica y Fluidomecánica, por su amabilidad para resolver las dudas teóricas.  A mis padres y a mi hermano, Daniel, por su apoyo incondicional durante todos estos años.  A mis compañeros, sin todos ellos no hubiera sido posible llegar hasta aquí. TFG realizado en el marco del proyecto: VIABILIDAD TÉCNICA DE BIOTECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE GASES RENOVABLES (BIOREG). PID 2020 - 112871RB-C21 / AEI / 10.13039 / 501100011033. Agencia Estatal de Investigación, Ministerio de Ciencia e Innovación. GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 3 RESUMEN En el presente TFG se aborda el estudio del aprovechamiento eléctrico del biogás generado en la digestión del fango procedente de una depuradora de aguas residuales urbanas. Para ello, se ha diseñado un ciclo térmico turbina de gas con un software de simulación de procesos termoquímicos, que, una vez optimizado, se ha implementado con el biogás procedente de una depuradora de 500.000 habitantes equivalentes. Con la simulación del diseño, se han obtenido resultados de producción energética con los que realizar un balance global a la depuradora. Este balance, tiene en cuenta los consumos energéticos de la misma, estudiando la posibilidad de utilización en autoconsumo de la energía eléctrica, y en cogeneración, de la térmica, generadas en el ciclo. Finalmente, se estudia la valorización del biogás (aumento del porcentaje de metano), mediante utilización de hidrógeno, para obtener conclusiones energéticas, y económicas en caso de venta del excedente eléctrico generado. Palabras clave: fango, gas renovable, ciclo térmico, simulación integración energética. ABSTRACT In this TFG it has been studied a process of electrical recovery of biogas that is produced after an anaerobic digestion mud which it comes to the urban wastewater plant. For this, it has been designed a gas turbine thermal cycle with a thermochemical processes simulation software, which, once that it has been optimized, it has been deployed with biogas that comes to 500.000 equivalent population treatment plant. With the simulation, it has been obtained energy production results to make a global wastewater treatment plant balance, studying the possibility to use in self-consumption the electrical energy generated, and in cogeneration, of the thermal, both, generated in the cycle. Finally, it is studied the biogas upgrading (the increase of methane percentage), with the use of hydrogen, from which it has been energy and, economic conclusions in case of selling the electrical surplus generated. Keywords: mud, renewable gas, thermal cycle, simulation, energy integration. GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 4 GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 5 ÍNDICE DE CONTENIDOS 1. INTRODUCCIÓN. ................................................................................................. 9 2. OBJETIVOS. ....................................................................................................... 11 3. MARCO TEÓRICO. ............................................................................................. 13 3.1. DEFINICIÓN DE CENTRAL TÉRMICA DE GENERACIÓN. .......................... 13 3.2. EL BIOGÁS COMO ENERGÍA RENOVABLE. ............................................... 16 3.2.1. CONCEPTO DE BIOGÁS. Composición y aplicaciones. ..................... 17 3.2.2. VALORIZACIÓN DEL BIOGÁS. ............................................................. 17 3.2.3. EL BIOGÁS EN ESPAÑA. ..................................................................... 19 3.2.4. LÍNEAS DE DESARROLLO. ................................................................. 20 3.3. ESTACIÓN DEPURADORA DE AGUAS RESIDUALES (EDAR). ................... 20 3.3.1 DEFINICIÓN DE EDAR. ........................................................................ 20 3.3.2. TRATAMIENTO DE AGUAS RESIDUALES URBANAS. ......................... 21 3.3.3 EL CONSUMO ENERGÉTICO EN LAS EDAR URBANAS. ..................... 23 3.3.4. EL CONSUMO ELÉCTRICO POR ETAPAS EN UNA EDAR URBANA. ... 24 3.3.5. POTENCIA ELÉCTRICA CONSUMIDA EN UNA EDAR DISEÑADA PARA 500.000 h.e. ................................................................................................. 26 3.4 PROCESO DE APROVECHAMIENTO ELÉCTRICO DEL BIOGÁS. ................ 27 3.4.1 ELECCIÓN DEL PROCESO. .................................................................. 27 3.4.2. CICLO TÉRMICO. ................................................................................. 28 3.4.3. ELEMENTOS Y FUNCIONAMIENTO DE LA INSTALACIÓN. ................ 29 4. METODOLOGÍA Y SIMULACIÓN. ....................................................................... 32 4.1. DEFINICIÓN DEL ENTORNO GRÁFICO. ..................................................... 32 4.2. UNIDADES DE OPERACIÓN. ...................................................................... 33 4.3. PROCEDIMIENTO DE SIMULACIÓN. ......................................................... 36 5. CÁLCULOS. ....................................................................................................... 39 5.1. OPTIMIZACIÓN DE LA INSTALACIÓN DISEÑADA. ..................................... 39 5.2. IMPLENTACIÓN DEL DISEÑO PARA ALIMENTAR CON EL CAUDAL DE BIOGÁS PROCEDENTE DE UNA EDAR URBANA DE 500.000 h.e. DE CAPACIDAD. ....................................................................................................... 47 5.2.1. CÁLCULO DEL BIOGÁS. ...................................................................... 48 5.2.2. CÁLCULO DEL AIRE DE COMBUSTIÓN Y REFRIGERACIÓN. ............. 49 GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 6 5.2.3. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN. ................................................... 50 5.3. BALANCE ENERGÉTICO EN LA INSTALACIÓN COMPUESTA POR LA EDAR URBANA DE 500.000 h.e. Y LA INSTALACIÓN TURBINA DE GAS. ................. 51 5.3.1. ESTUDIO ENERGÉTICO Y CÁLCULOS PREVIOS. ................................ 52 5.3.2. BALANCE ENERGÉTICO...................................................................... 54 5.3.3. INYECCIÓN A RED DE LA ENERGÍA EXCEDENTARIA. ....................... 57 5.3.4. EFECTO DE UNA POSIBLE VALORIZACIÓN DEL BIOGÁS CON H2 DISOCIADO CON EXCEDENTES DE ENERGÍA RENOVABLE. ........................ 59 6. CONCLUSIONES. .............................................................................................. 61 7. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................... 63 GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 7 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Caudales y cargas teóricas ................................................................... 23 Tabla 2. Consumos de potencia eléctrica estimados en una EDAR urbana diseñada para 500.000 h.e ................................................................................ 27 Tabla 3. Estudio paramétrico de la eficiencia interna del compresor. ............. 41 Tabla 4. Estudio paramétrico de la relación de compresión del compresor. .. 43 Tabla 5. Estudio paramétrico de la eficiencia interna de la turbina. ............... 45 Tabla 6. Propiedades y características del fango mixto producido en una EDAR urbana diseñada para 500.000 h.e ................................................................... 48 Tabla 7. Composición del biogás producido en la digestión anaerobia. .......... 48 Tabla 8. Resultados más relevantes de la simulación de la instalación turbina de gas con la alimentación del biogás procedente de una EDAR urbana de 500.000 h.e. de diseño. ...................................................................................... 50 Tabla 9. Valores medios del consumo energético de las EDAR con digestión anaerobia .............................................................................................................. 53 Tabla 11. Parámetros del digestor anaerobio de la EDAR urbana. .................. 54 Tabla 12. Datos de la corriente de escape como resultado de la simulación. 55 Tabla 13. Resultados obtenidos tras valorizar el biogás desde el 65% al 75% en metano............................................................................................................. 60 GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 8 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Constitución general de una máquina síncrona de rotor cilíndrico. . 14 Figura 2. Esquema de excitación moderno de un generador síncrono ........... 15 Figura 3. Esquema de funcionamiento de un transformador en vacío ............ 16 Figura 4 Esquema de las unidades de tratamiento de una EDAR urbana ...... 25 Figura 5. Representación de la potencia eléctrica requerida por unidad de tratamiento y tamaño de población de diseño .................................................. 26 Figura 6. Diagrama T-S del Ciclo Brayton ........................................................... 28 Figura 7. Esquema básico de una turbina de gas ............................................. 28 Figura 8. Representación del flujo a través de los componentes de la turbina de gas.................................................................................................................... 29 Figura 9. Representación de las diferentes zonas de entrada de aire ............ 30 Figura 10. Detalle de un álabe refrigerado ........................................................ 31 Figura 11. Turbina de gas .................................................................................... 31 Figura 12. Detalle visual del entorno gráfico ..................................................... 33 Figura 13 Cuadro de parámetros configurables del compresor. ...................... 34 Figura 14. Cuadro de parámetros configurables del reactor ............................ 35 Figura 15. Cuadro de parámetros configurables de la turbina......................... 36 Figura 16 Esquema de simulación turbina de gas ............................................ 37 Figura 17. Diagrama que muestra la dispersión en consumos eléctricos por dotación de agua residual y su comparativa entre la utilización o no de sistemas de cogeneración ................................................................................... 53 GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 9 1. INTRODUCCIÓN. La sociedad actual se encuentra en una problemática sin precedentes. Una crisis energética unida a una medioambiental, que también acompañará a las sociedades venideras, hace cada vez más urgente el cambio a un modelo energético en el que se priorice el consumo de energía de origen renovable, cercana a los puntos de consumo y de coste económico asequible para el consumidor, por encima del consumo de combustibles fósiles, que deben viajar desde sus puntos de extracción, en nuestro caso muy alejados, y con un sobrecoste procedente del transporte, hasta su destino en nuestras centrales de generación, para ser quemados (carbón, gas natural, fuelóleo, queroseno…), o fisionados nuclearmente (U-235 enriquecido). La generación eléctrica basada en la combustión de combustibles fósiles o no renovables, además, lleva asociada una serie de problemáticas medioambientales, algunas de las cuales se comentan a continuación: Los residuos que se obtienen en la combustión llevada a cabo en las centrales térmicas convencionales generan muchos problemas para intentar reducirlos, transportarlos y eliminarlos, además del coste energético asociado a todos estos procesos. Al quemar derivados del petróleo para la generación de energía eléctrica, se generan sulfatos alcalinos, V2O5, Fe2O3, SiO2, Al2O3, CaO, y MgO. La combustión del carbón produce SiO2, Al2O3, Fe2O3, CaO, MgO, Na2O y K2O. En ambos casos, todos ellos o en forma de cenizas volantes o de escorias que son evacuadas de las centrales con un coste energético asociado y depositadas en vertederos cercanos a dichas instalaciones suponiendo una problemática medioambiental muy elevada. [1] A todo ello hay que añadir los productos de combustión evacuados a la atmósfera: - C0 Y CO2, que repercuten en la salud de los seres vivos y en el efecto invernadero respectivamente. - Óxidos de nitrógeno, que provocan destrucción de la capa de ozono, lluvia ácida y ensuciamiento de la atmósfera. - Óxidos de azufre, que, entre otros efectos, destruye la clorofila de las plantas. [1] Por su parte, en las centrales nucleares, cada 12 o 24 meses debe producirse la recarga de un tercio de los elementos combustibles del reactor. Esto origina una evacuación de los elementos gastados, que con numerosos recursos económicos deben ser almacenados primero en piscinas y posteriormente en GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 16 Figura 3. Esquema de funcionamiento de un transformador en vacío. [6] En un transformador en carga se absorbe una potencia activa P1 por el primario y se suministra una potencia activa P2 de menor valor por el secundario debido a que una pequeña parte de la potencia de entrada se pierde dentro del transformador. Esta potencia perdida, que se denomina pérdidas del transformador, se debe a diferentes causas y se acaba disipando en forma de calor. Al igual que en el caso del generador, la potencia de pérdidas se sintetiza en pérdidas en el cobre y en el hierro del núcleo del transformador, que son debidas a los fenómenos de Corrientes de Foucault, histéresis y Efecto Joule. [6] A consecuencia de ello, el rendimiento de un transformador se define como: 𝜂𝑡𝑟(%)=𝑃𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑃𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎×100=𝑃2 𝑃1×100 Siendo las pérdidas en el cobre y en el hierro potencias todas ellas activas, al igual que la de salida. Una consecuencia de lo anterior, es que, se debe evitar el funcionamiento de un transformador a baja carga, porque el rendimiento será bajo; por ello, se ha decidido operar en el apartado de cálculos con un rendimiento típicamente habitual en la bibliografía consultada, es decir, al igual que el del generador, del 90% a plena carga (0,9). 3.2. EL BIOGÁS COMO ENERGÍA RENOVABLE. Tras haber introducido los conceptos principales que son necesarios para entender la conversión de energía de rotación que suministra el eje de la turbina a energía eléctrica, es necesario conocer que el presente estudio se basa en el diseño de una instalación de generación eléctrica que utiliza biogás como combustible: GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 17 3.2.1. CONCEPTO DE BIOGÁS. Composición y aplicaciones. En la economía circular, el reciclaje y el aprovechamiento energético renovable, el biogás juega un papel fundamental. Se obtiene en procesos biológicos anaerobios a partir de la materia orgánica presente, principalmente, en los residuos ganaderos y agroindustriales, en los fangos de Estaciones Depuradoras de Aguas Residuales (EDAR), y en la fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos (RSU). El biogás es un gas compuesto principalmente por metano (CH4) y dióxido de carbono (CO2), en proporciones variables dependiendo de la composición de la materia orgánica a partir de la cual se ha generado. De esta forma, el metano obtenido del propio biogás, puede emplearse en distintos sectores económicos, especialmente en la movilidad, y la generación eléctrica o en sistemas de calor y energía, desplazando materias primas de origen fósil y por ello tiene un papel relevante en la transición energética por su capacidad para integrar la economía circular en la generación de energía renovable. El biogás es la única energía renovable que puede usarse para cualquiera de las grandes aplicaciones energéticas: eléctrica, térmica o como carburante. Puede desde canalizarse para su uso directo en una caldera adaptada para su combustión, a inyectarse previa purificación hasta biometano en las infraestructuras de gas natural existentes, tanto de transporte como de distribución, y su aprovechamiento apropiado tiene un gran potencial para contribuir a reducir emisiones de gases de efecto invernadero. [7] 3.2.2. VALORIZACIÓN DEL BIOGÁS. En algunos casos, puede ser necesario el aumento del porcentaje de metano que contiene el biogás, (suele encontrarse entre un 65% y un 70% en metano, dependiendo de su procedencia), con ello, aumentará el poder calorífico del biocombustible, obteniéndose mejores rendimientos en combustión, y permitiéndose su inyección a la red gasista si se cumplen determinados parámetros. Ese aumento de fracción molar de metano, se lleva a cabo a partir de un proceso denominado valorización con H2, que, en el caso estudiado, será producto de electrólisis de agua con energía eléctrica excedentaria de origen renovable, es decir, que, se llevará a cabo con el denominado hidrógeno verde:  Hidrógeno renovable y su obtención: El hidrógeno no es una fuente de energía primaria sino un vector energético, esto es, un producto que requiere de una aportación de energía para ser GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 18 obtenido y que cuenta con la particularidad de ser capaz de almacenar energía para, posteriormente, ser liberada de forma gradual cuando sea requerida. Atendiendo a la materia prima necesaria y a las emisiones de CO2 generadas para su obtención, el hidrógeno es generalmente clasificado en los siguientes tipos: Hidrógeno renovable o hidrógeno verde: Generado a partir de electricidad renovable, utilizando como materia prima el agua, mediante un proceso de electrólisis. Así mismo, el hidrógeno obtenido mediante el reformado del biogás o la conversión bioquímica de la biomasa, siempre que se cumplan los requisitos de sostenibilidad establecidos, tendrá carácter renovable. Hidrógeno azul: Obtenido de forma similar al hidrógeno gris, pero al que se le aplican técnicas de captura, uso y almacenamiento de carbono. Hidrógeno gris: Hidrógeno producido a partir de gas natural u otros hidrocarburos ligeros como metano o gases licuados de petróleo mediante procesos de reformado. Actualmente, el 99% del hidrógeno consumido en España es de este tipo. El hidrógeno renovable es una solución sostenible clave para la descarbonización de la economía, siendo parte de la solución para lograr la neutralidad climática en 2050 y desarrollar cadenas de valor industriales innovadoras en España y en la UE, así como una economía verde de alto valor añadido. [8]. Su obtención puede derivarse de procesos de reformado u oxidación de biogás, y recientemente están surgiendo estudios sobre procesos de termólisis y fotoeléctrolisis, que trabajan con la disociación de la molécula de agua gracias a la energía solar, pero en este caso, la obtención se llevará a cabo a través de electrólisis, dado que es el proceso que actualmente se realiza en los laboratorios del Departamento de Ingeniería Química y Tecnología del Medio Ambiente de la Escuela de Ingenierías Industriales de Valladolid.  Obtención por electrólisis: La tecnología de electrólisis consiste en la disociación de la molécula de agua en oxígeno e hidrógeno en estado gaseoso por medio de una corriente eléctrica continua, suministrada por una fuente de alimentación renovable conectada a dos electrodos, en cuya superficie se produce la ruptura de la molécula del agua. Para la aplicación de esta tecnología, existen en la actualidad varios tipos de electrolizadores, como son los alcalinos, los de intercambio protón-membrana, los de intercambio anión-membrana, o los de óxido sólido. GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 19 Una vez disociada la molécula de agua, el hidrógeno resultante del proceso anterior puede utilizarse en numerosas aplicaciones que implican desde obtención directa de energía en combustión, hasta almacenamiento de energía, por ejemplo, en las denominadas pilas o celdas de combustible. En este caso, el hidrógeno obtenido el laboratorio con excedente de energía eléctrica renovable, se utilizará para valorizar el biogás obtenido en las EDAR urbanas.  Upgrading del biogás con H2 renovable: El procedimiento de upgrading, o de valorización del biogás, consiste en el aumento de su contenido en metano, que es el compuesto químico que aporta poder calorífico a dicho biocombustible, de forma que se pueden obtener mejores rendimientos de combustión, lo que se traduce en un aumento de la energía obtenido en su proceso de aprovechamiento energético Esta mejora del biogás se puede realizar por medio de técnicas físicas, químicas o biológicas. Las técnicas químicas basan su eficacia en la reducción del CO2 contenido en el biogás a CH4, y las físicas en su eliminación, por lo que pueden considerarse como procesos que, además de mejorar un biocombustible, ayudan a reducir el dióxido de carbono, principal gas de efecto invernadero. Por su parte, el proceso biológico trabaja con reacciones fotosintéticas o quimio autótrofas. El proceso de upgrading, sea cual sea su forma de llevarse a cabo, es un procedimiento costoso energéticamente, que lleva asociado un elevado coste económico, no siendo ninguno de ellos objetivo de este trabajo, puesto que es una vía de estudio de otros trabajos actuales en el Departamento de Ingeniería Química y Tecnología del Medio Ambiente de la Escuela de Ingenierías Industriales de la Universidad de Valladolid, pero en el proceso global, debe tenerse en cuenta. 3.2.3. EL BIOGÁS EN ESPAÑA. En España hay 146 instalaciones productoras de biogás, con una producción energética de 2,74 TWh. De las plantas operativas, 46 están asociadas a vertederos, 34 a estaciones de depuración de aguas residuales, 13 al sector agropecuario,7 al sector del papel y el resto al sector químico, el alimentario y otros. Solo una instalación, en Madrid, convierte el biogás en biometano, con las mismas propiedades que el gas fósil, y lo inyecta en la red de gasoductos. [7] GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 20 Comparado con el resto de Europa, donde hay cerca de 19.000 instalaciones y 725 inyectan biometano a la red gasista, el biogás ha experimentado un desarrollo modesto en España. Sin embargo, el país atesora un gran potencial y cuenta con industrias de gran tamaño en el sector agropecuario, en el agroalimentario y en la gestión de residuos, que pueden activar el mercado rápidamente. [7] 3.2.4. LÍNEAS DE DESARROLLO. El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha elaborado una Hoja de Ruta con diferentes líneas de actuación para aumentar la producción de este gas renovable hasta 2030. Enfocada en la valorización de residuos (agropecuarios, municipales y lodos de depuradora), y el desarrollo de la tecnología anaerobia, la Hoja de Ruta impulsará el aprovechamiento del biogás por dos grandes vías: la producción de electricidad y calor útil y su transformación en biometano para consumo del transporte pesado, y sustitución del gas natural de origen fósil. El desarrollo del biogás también reforzará la economía circular y fijará población rural, gracias al crecimiento de su amplia cadena de valor empresarial. [7] 3.3. ESTACIÓN DEPURADORA DE AGUAS RESIDUALES (EDAR). 3.3.1 DEFINICIÓN DE EDAR. Según el Ministerio Para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico del Gobierno de España, se define Estación Depuradora de Aguas Residuales (EDAR), como el conjunto de instalaciones que tiene por objeto la reducción de la contaminación de las aguas residuales hasta límites aceptables para el cauce receptor. Además, una EDAR, también tiene el objetivo de tratar los fangos obtenidos en los procesos de depuración del agua residual, con el fin de conseguir un producto que cumpla con las condiciones exigidas para el destino que se le vaya a dar finalmente. [9] La depuración de aguas residuales se realiza mediante una combinación de tecnologías físicas, químicas y biológicas de tratamiento que se aplican según las características de las aguas residuales a tratar y bajo criterios de funcionalidad, coste y efectividad. Es preciso diferenciar entre aguas residuales urbanas y aguas residuales industriales, puesto que el proceso de tratamiento que llevan unas respecto de las otras es totalmente diferente. Las aguas residuales industriales presentan características de cantidad y composición únicas a cada nivel de actividad industrial, y se buscarán GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 21 soluciones al vertido con tratamientos parciales, reutilización o aprovechamiento energético. Por otro lado, las aguas residuales urbanas, se pueden caracterizar en función de parámetros generalmente aceptados como es el caso de “habitante equivalente” (h.e.), que, según la Directiva 91/271/CEE del Ministerio Para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico del Gobierno de España, es la carga orgánica biodegradable con una demanda biológica de oxígeno de 5 días (DBO5) de 60 g O2/día. De forma que en la depuración urbana se definen conceptos estandarizados en los que se combinan técnicas físicas, químicas y biológicas con el fin de verter el agua depurada dentro de los niveles exigidos por la normativa. [10] 3.3.2. TRATAMIENTO DE AGUAS RESIDUALES URBANAS. Cuando se habla del tratamiento de aguas residuales urbanas, se distinguen las siguientes etapas: Línea de agua. 1. Pretratamiento: Consiste en el desbaste, proceso en el que se separan los residuos sólidos de gran tamaño mediante rejas y tamices de gran espesor, desarenado y desengrasado del agua residual que acaba de ingresar en la estación. Así, el agua se libera de objetos que puedan dañar la instalación o los equipos que se usarán a lo largo del proceso de depuración. 2.Tratamiento primario: Consiste en un proceso de sedimentación de sólidos suspendidos en el agua en grandes tanques denominados sedimentadores. El agua queda retenida durante 1 a 2 horas en decantadores para que la gravedad ayude a separar esas partículas. En esta etapa, también, se consigue homogeneizar el caudal y eliminar la materia orgánica asociada a los sólidos suspendidos, de forma que al final de este tratamiento, se produce una corriente con alta concentración de sólidos, denominada fango primario. 3.Tratamiento secundario: Tiene como objetivo la eliminación de la materia orgánica del agua, además de nutrientes tales como nitrógeno y fósforo. Es un tratamiento principalmente biológico, se suele emplear la ayuda de microorganismos para eliminar la materia orgánica y los nutrientes que contiene el agua. El proceso más extendido es el de fangos activos, donde el agua a tratar pasa varios días en un tanque en condiciones variables de oxígeno según los requisitos de eliminación. GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 22 Tras el proceso biológico es habitual una segunda decantación, o decantación secundaria, donde los microorganismos, que han crecido en el proceso anterior, sedimenten en la parte inferior del decantador, generando una mezcla de agua y sólidos, que son lo que se denomina fango biológico o fango secundario. Esta mezcla se extrae o purga por la parte inferior del decantador y permite que por la parte superior salga el agua depurada sin la mayoría de las bacterias y sólidos, dando lugar al agua clarificada. 4. Tratamiento terciario: Durante el tratamiento terciario se busca aumentar la calidad final del agua para poder devolverla al medio ambiente, y en algunos casos, emplearla para la actividad humana. En muchos casos, se trata de adicionar en este proceso coagulantes y floculantes con el fin de eliminar fósforo. Entre las técnicas utilizadas se encuentran la filtración mediante camas de arena u otros materiales, o la desinfección, ya sea mediante cloro o con luz UV. Línea de fangos. Como subproducto del tratamiento de las aguas residuales se producen ciertos residuos. Destaca principalmente la generación de gran cantidad de fangos, extraídos en los procesos de decantación primaria (fango primario) y secundaria (fango secundario). Ese fango generado se someterá a los siguientes procesos: 1. Espesado: Cuyo objetivo es la reducción del volumen de agua a tratar para conseguir optimizar los procesos siguientes. 2. Digestión: Los fangos obtenidos (primario y secundario), forman lo que se denomina el fango mixto, que se digiere en condiciones anaerobias en un tanque cerrado denominado digestor. La digestión anaerobia da lugar al biogás, y a una corriente de fango digerido. 3. Deshidratación: Aquí tiene lugar un proceso de reducción de la cantidad de agua, y una vez que el fango cumple con los requisitos de sequedad y contenido en metales pesados, nutrientes y patógenos, se gestiona con el menor impacto ambiental posible, siendo habitual su reutilización como fertilizante agrícola. [10] [11] GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 23 3.3.3 EL CONSUMO ENERGÉTICO EN LAS EDAR URBANAS. El consumo energético en las EDAR, depende de la tecnología empleada, que, a su vez, es dependiente del tamaño de la población de diseño y de los límites de vertido aplicables. Según el Estudio de Prospectiva del Consumo Energético en el sector del Agua realizado por el IDAE, [10], la existencia de valores y ratios estándares permite realizar una estimación que proporcionará datos razonablemente fundamentados de consumo energético, y para ello el estudio se centra en 4 fuentes: 1. Censo de población: Los datos aportados por el INE dan noción sobre la distribución del tamaño de los núcleos de población: En la gran mayoría de los casos las depuradoras urbanas son depuradoras municipales. Salvo en grandes ciudades o en municipios con una orografía compleja, se dispondrá de una sola depuradora por municipio. Por otro lado, la carga contaminante de una depuradora se expresa en habitantes equivalentes. Este parámetro incluye la carga contaminante aportada por los habitantes físicos, así como por los comercios e industrias que vierten sobre la red de saneamiento 2. Valores estándares: Valores estándares de carga contaminante, generación de aguas residuales y límites de vertido. Son datos bibliográficos aceptados para dimensionamiento de depuradoras. A continuación, se presentan los valores estándares que se emplearán para la estimación del consumo energético en la depuración de aguas residuales urbanas. El cálculo de los caudales y las cargas de las depuradoras de la tabla siguiente se realiza a partir de las dotaciones teóricas de la Norma ATV- A131: Dotación por habitante equivalente y día Concentración agua residual estándar (mg/L) 0,2 m3 120 g de DQO 600 60 g de DBO 300 70 g de SST 350 11 g de NH4 55 1,8 g de Ptot 9 Tabla 1. Caudales y cargas teóricas. Fuente: IDAE [10] GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 24 En la tabla se puede resaltar el valor de 200 litros de aguas residuales generadas por habitante equivalente y día que se tomará como dato estándar que permitirá hacer el cálculo del consumo eléctrico que tiene una determinada planta de tratamiento. 3. Censo de autorizaciones de vertido: Aunque no se relaciona con el consumo energético, se debe tener en cuenta en todo momento, que, en cumplimiento del RD 606/2003, de 23 mayo, los Organismos de Cuenca deben llevar un Censo de los vertidos autorizados. De la misma forma, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, debe mantener el Censo nacional de vertidos desde tierra al mar 3.3.4. EL CONSUMO ELÉCTRICO POR ETAPAS EN UNA EDAR URBANA. En la siguiente figura se resumen las unidades de tratamiento que se han diferenciado para hacer las estimaciones del consumo eléctrico para una EDAR urbana: GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 25 Figura 4 Esquema de las unidades de tratamiento de una EDAR urbana. Fuente: IDAE [10] En este caso, se considera que el recorrido que hará el agua residual, será aquel que pase por las etapas de: 1. Desbaste 2. Bombeo 3. Desarenado 4. Tratamiento primario 5. Fangos activos 6. Desnitrificación 7. Espesado de fangos 8. Digestión anaerobia 9. Deshidratación Además, se debe tener en cuenta que según el Estudio realizado por IDAE [10]: Las depuradoras para poblaciones de menos de 100 h.e. normalmente se operan por gravedad y una parte relevante carece de depuración biológica aerobia. Por ello, el consumo por habitante en este rango será bajo. GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 32 4. METODOLOGÍA Y SIMULACIÓN. Para la implementación de una instalación turbina de gas y su simulación, se ha decidido utilizar el software libre COCO Simulator (CAPE-OPEN to CAPEOPEN), que permite realizar simulaciones en estacionario de procesos termoquímicos. 4.1. DEFINICIÓN DEL ENTORNO GRÁFICO. Para su manejo, resulta principalmente interesante conocer los elementos fundamentales de la aplicación [15] [16]:  COFECAPE-OPEN Flowsheet Environment: Entorno gráfico que permite definir el sistema a simular. El software resuelve el sistema de forma iterativa realizando balances de masa y energía en cada elemento definido, y también permite hacer estudios paramétricos y tabular los resultados obtenidos.  TEACOCO ’s: Programa que es llamado por el anterior para el cálculo de propiedades termoquímicas. Permite establecer reacciones químicas que resuelve gracias a numerosos algoritmos de cálculo. En el entorno de trabajo del programa, se pueden definir principalmente: -Settings Configuración donde se pueden elegir los fluidos que se van a utilizar, sus propiedades y la reacción química. -Flowsheet Ventana donde se define el sistema, con corrientes mediante las que se unen las diferentes unidades de operación, y por donde el fluido definido va de una unidad a otra. -Streams Editor En él se define los valores iniciales de las propiedades de los fluidos que circulan por los conductos (presiones, temperaturas y concentraciones). Estos valores iniciales se utilizan para la primera iteración de la simulación, y se modifican mediante las siguientes para dar lugar a la solución final del problema. -Barra de herramientas Es un acceso rápido a todas las herramientas que permiten configurar el sistema. GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 33 4.2. UNIDADES DE OPERACIÓN. Tras la selección de los fluidos circulantes, sus propiedades y las reacciones químicas existentes, se puede empezar a definir el sistema. El sistema quedará entonces definido por sus corrientes y sus unidades de operación. La instalación que se va a representar en el programa se corresponde con lo que sería el diseño real de una planta de generación eléctrica de turbina de gas, y para ello, ha sido necesaria la utilización de las siguientes unidades de operación:  Compresor. Unidad de operación que simula la compresión del aire atmosférico formado por oxígeno y nitrógeno en una relación de 21% y 79% respectivamente. Barra de herramientas. Entorno de trabajo Selección de las propiedades y fluidos de trabajo. Definición de los componentes y estequiometría de la reacción. Editor de corrientes. Figura 12. Detalle visual del entorno gráfico GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 34 El compresor presentará una relación de compresión y una eficiencia isentrópica que será objetivo de optimización. Además, deberá comprimir una cantidad de aire superior a la que presenta el oxígeno estequiométrico debido a la importancia del exceso de aire en este tipo de procesos, como anteriormente se dijo. A su entrada será necesaria la colocación de un mezclador para que el programa reconozca la existencia de dos gases, como son el oxígeno y el nitrógeno atmosférico. Y la corriente de salida, mezcla de los anteriores gases tendrá, fruto de la compresión, un incremento de la presión y de la temperatura.  Reactor. Esta unidad de operación es la forma que tiene el programa de simular una cámara de combustión en la que participan aire más un combustible, es decir, una mezcla de fluidos que reacciona produciendo calor. El combustible es el biogás, que podrá tener un porcentaje variable en metano, y el resto será dióxido de carbono. El nitrógeno atmosférico será un inerte en la reacción, y el metano reaccionará con el oxígeno para dar agua y dióxido de carbono como productos de reacción. Para su inserción es necesario establecer la reacción de combustión ajustada con sus coeficientes estequiométricos: Figura 13 Cuadro de parámetros configurables del compresor. GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 35 CH4+2 O2+N2 2 H2O+1 CO2+N2 En la unidad, también, se selecciona una conversión completa del metano y una caída de presión máxima en su interior 0,04 bar como se dijo anteriormente. Se debe fijar una temperatura que asegure la combustión completa, una salida de los gases que no supere los 1400 oC, y que permita obtener una temperatura adecuada de los gases salientes de la turbina no siendo superior a 560 oC. Esa temperatura elegida para alcanzar en combustión será de 1100 oC, y estará ligada mediante una consigna al flujo de biogás que entra a la cámara. Además, esta unidad de operación, puede trabajar en dos modos:  El modo isotérmico, en el que se varía el flujo de biogás para mantener la combustión a la misma temperatura.  El modo adiabático, en el que no hay pérdidas de calor hacia el exterior y el flujo de combustible queda ligado a la consigna de temperatura. Es el indicado para simular de forma correcta el sistema.  Turbina. Simula la expansión de los gases producto de combustión, que contienen una entalpía elevada. Figura 14. Cuadro de parámetros configurables del reactor GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 36 La presión de descarga será la atmosférica, y la unidad presentará una eficiencia interna o isentrópica que será objetivo de optimización.  Mezcladores. Para la simulación de corrientes de diferentes componentes que convergen en el mismo elemento, el programa necesita de esta unidad de operación. Será necesaria a la entrada del compresor para poder simular la entrada de oxígeno y nitrógeno que forman parte del aire atmosférico, y para generar la mezcla aire-combustible que será inyectada en la cámara de combustión. 4.3. PROCEDIMIENTO DE SIMULACIÓN. Una vez realizada la implementación de la instalación turbina de gas en COCO Simulator, el esquema final, que es con el que se va a trabajar el resto del estudio, ha resultado ser el siguiente: Figura 15. Cuadro de parámetros configurables de la turbina. GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 37 A parir del diseño anterior, se va a trabajar en base a una secuencia determinada: Primero, se buscará optimizar los parámetros de las diferentes unidades de operación del diseño, que sean susceptibles de ser mejorados. Esos parámetros serán los rendimientos isentrópicos o internos de turbina y compresor, la relación de compresión del compresor y el exceso de aire utilizado. Se tratará de alcanzar los mejores valores de rendimiento y de energía generada, así como, valores moderados de temperatura de los gases a la salida de la turbina, y de energía consumida en el proceso de compresión. Segundo, una vez optimizado el sistema, se tratará de simular y obtener los resultados correspondientes si se alimenta la cámara de combustión con el Unidades de operación Figura 16 Esquema de simulación turbina de gas Corriente de información Corriente de fluido GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 38 biogás procedente de una EDAR urbana diseñada para una población de 500.000 h.e. Para finalizar, se llevará a cabo un estudio de consumo energético que permita realizar un balance de energía eléctrica consumida en el proceso de tratamiento y depuración de aguas residuales en la EDAR urbana, y generada en el proceso de aprovechamiento eléctrico con la instalación turbina de gas, con la finalidad principal de poder utilizar la energía generada para consumo de la propia EDAR urbana de 500.000 h.e. de diseño. En ese balance energético, además, entrará en juego la posibilidad de utilizar los gases de escape de la turbina, con un calor latente, para calentar el digestor anaerobio a la temperatura óptima de funcionamiento. GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 39 5. CÁLCULOS. A continuación, se van a desarrollar los cálculos necesarios para obtener el balance energético global a la EDAR, que será posible gracias a la optimización y posterior simulación de la turbina de gas diseñada para el aprovechamiento eléctrico, y el conocimiento del consumo energético medio de una planta de tratamiento diseñada para 500.000 h.e. 5.1. OPTIMIZACIÓN DE LA INSTALACIÓN DISEÑADA. Para realizar las mejoras, se partirá de una corriente de alimentación de 100 Nm3/d de biogás al 65% en CH4, que es el porcentaje más común tras digestión anaerobia del fango mixto en las estaciones depuradoras de aguas residuales urbanas, siendo el 35 % restante, CO2. El valor inicial, de 100 Nm3/d de biogás, ha sido elegido por simplicidad para realizar la optimización de los siguientes parámetros:  Rendimiento interno o isentrópico del compresor.  Rendimiento interno o isentrópico de la turbina.  Relación de compresión del compresor.  Exceso de aire. Una vez optimizados los parámetros anteriores, se realizarán los cálculos necesarios para la simulación de diseño con el caudal de biogás procedente de una planta de tratamiento de 500.000 habitantes equivalentes. Entonces, si se parte de100 Nm3/d de biogás, y sabiendo que 1 Nm3 CH4 ocupa 22,4 litros ( 0°C y 1 atm): 100 𝑁𝑚3𝑏𝑖𝑜𝑔á𝑠4 𝑑:22,4 𝑙 𝑚𝑜𝑙 𝑏𝑖𝑜𝑔á𝑠=4,46𝑘𝑚𝑜𝑙 𝑏𝑖𝑜𝑔á𝑠 𝑑 Entonces, los 100 Nm3/d de biogás al 65% en CH4 se corresponden con 4,46 kmol/d, que se introducirán en la instalación. Como se comentó en el apartado de explicación del programa, en el modo adiabático, la temperatura y el caudal de combustible quedan ligados, por lo que para conseguir la temperatura referencia de combustión, el programa varía la cantidad de biogás. Esto nos lleva a que para obtener esos 4,46 kmol/d de biogás, sea necesario introducir un flujo molar de 17,5 kmol/d de O2, y el N2 lo calculará automáticamente el software mediante un calculador en el que se ha introducido la relación en la que se encuentran N2 y O2 en la atmósfera (79% N2 y 21% O2). GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 40 Ese flujo molar de aire, se va a multiplicar por 3,875 veces, para obtener un exceso intermedio en el rango en el que según se dice en [14], que se utilizan comúnmente. Además, se realizará el estudio paramétrico partiendo de una temperatura de combustión de 1100 oC, y de una relación de compresión de 1:12 bar en el compresor. La temperatura de combustión es la anterior puesto que con ella se conseguirán valores de temperatura de los gases a la salida de la turbina en el rango de 490°C y 560 °C. Esta temperatura deberá quedar fija para todo el estudio, dado que, es una consigna que el programa utiliza para fijar otros valores. La relación de compresión de partida es tal debido a que es la mínima que se utiliza comúnmente según [13] [14]  Optimización del rendimiento isentrópico del compresor: En primer lugar, se realiza un estudio paramétrico, que tiene como entrada la eficiencia isentrópica del compresor, que como se reporta en [14], este valor se mueve típicamente entre 0,89 y 0,91. Como objeto de estudio, o salida, se tendrá en cuenta la variación de los siguientes parámetros: Rendimiento del ciclo, potencia generada, temperatura de los gases a la salida de la turbina, y la potencia demandada por el compresor. El resultado del estudio se ha recogido en la siguiente tabla: GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 41 Para una mayor visibilidad de los resultados obtenidos, estos se han graficado de la siguiente forma: Gráfica1. Rendimiento del ciclo frente a la eficiencia interna del compresor. Gráfica 2 Potencia generada frente a eficiencia interna del compresor. EFICIENCIA RENDIMIENTO CICLO POTENCIA GENERADA (kW) Tª SALIDA (ºC) POTENCIA DEMANDADA POR EL COMPRESOR (kW) 0,891 36,28% 75,212 557,16 37,49 0,892 36,31% 75,214 557,16 37,44 0,893 36,34% 75,216 557,17 37,40 0,894 36,36% 75,218 557,18 37,36 0,895 36,39% 75,220 557,19 37,32 0,896 36,41% 75,223 557,20 37,28 0,897 36,44% 75,225 557,20 37,23 0,898 36,46% 75,227 557,21 37,19 0,899 36,49% 75,229 557,22 37,15 0,900 36,51% 75,231 557,23 37,11 0,901 36,54% 75,233 557,24 37,07 0,902 36,56% 75,235 557,24 37,03 0,903 36,59% 75,237 557,25 36,99 0,904 36,61% 75,239 557,26 36,95 0,905 36,64% 75,242 557,27 36,91 0,906 36,66% 75,244 557,27 36,87 0,907 36,69% 75,246 557,28 36,82 0,908 36,71% 75,248 557,29 36,78 0,909 36,74% 75,250 557,30 36,74 0,910 36,76% 75,252 557,31 36,70 MEJORA DE LA EFICIENCIA ISENTRÓPICA DEL COMPRESOR Tabla 3. Estudio paramétrico de la eficiencia interna del compresor. GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 48 Primero se calculará el flujo de biogás producido por la EDAR urbana, y posteriormente se buscará en la instalación diseñada el flujo de aire a introducir correspondiente a ese caudal de biogás para que la combustión se lleve a cabo a la temperatura fijada en 1100 oC 5.2.1. CÁLCULO DEL BIOGÁS. Según se muestra en [17], una planta de 1.000.000 de h.e. produce 54.500 m3/d de fango mixto, entonces, si se toma como referencia una planta de 500.000 h.e , que, como se ha hablado, en España son más comunes, pudiéndose hablar, según [12], de la existencia de 4 instalaciones de estas características, se producirá la mitad aproximadamente de fango, es decir, 27.250 m3/d de fango mixto. EL caudal de biogás que se produce gracias a la digestión anaerobia de los 27.250 Nm3/d de fango mixto, lo podemos calcular gracias a la siguiente tabla, que contiene datos extraídos del artículo [17]: Tabla 6. Propiedades y características del fango mixto producido en una EDAR urbana diseñada para 500.000 h.e. Además, es necesario saber, que según [17], el digestor producirá 0,35Nm3 de metano porcada kilo de DQO eliminada. Por último, para el cálculo del biogás con el que se alimentará la instalación turbina de gas, será necesario conocer la composición de dicho combustible, como se muestra en la tabla siguiente: Tabla 7. Composición del biogás producido en la digestión anaerobia. PRODUCCIÓN DE FANGO MIXTO kg Fango mixto/d 454166,7 MATERIA SECA MS kg MS/d 27250 RATIO SÓLIDOS VOLÁTILES /MATERIA SECA SV/MS kg SV/kg MS 72% RATIO DQO/SÓLIDOS VOLÁTILES DQO/SV kg DQO/kg SV 1,56 DQO ELIMINADA % DQO ELIM 50% TEMPERATURA DEL FANGO MIXTO T ºC 15 DENSIDAD DEL FANGO MIXTO ρkg/m³ 1000 PODER CALORÍFICO DEL FANGO MIXTO Cp kJ/kg ºC 4,18 % MATERIA SECA EN EL FANGO MIXTO kg MS/Kg Fango mixto 6% FANGO MIXTO CONTENIDO EN CH4 CH4% 65,0% CONTENIDO EN CO2 CO2% 35,0% CONTENIDO EN H2S H2S % 0,0% BIOGÁS GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 49 Sabiendo los datos de las dos tablas anteriores y de producción de metano en función de la DQO eliminada, se puede calcular el biogás producido de la siguiente forma: Primero se calcula el CH4 obtenido en la digestión anaerobia como: 27.250𝑘𝑔 𝑀𝑆 𝑑×0,72𝑘𝑔 𝑆𝑉 𝑘𝑔 𝑀𝑆×1,56𝑘𝑔 𝐷𝑄𝑂 𝑘𝑔 𝑆𝑉 ×0,5×0,35 𝑁𝑚3𝐶𝐻4 𝑘𝑔 𝐷𝑄𝑂𝑒𝑙𝑖𝑚=5.356,26 𝑁𝑚3𝐶𝐻4 𝑑 Sabiendo que 1 Nm3 CH4 ocupa 22,4 litros ( 0°C y 1 atm): 5.356,26 𝑁𝑚3𝐶𝐻4 𝑑:22,4 𝑙 𝑚𝑜𝑙 𝐶𝐻4=239,12𝑘𝑚𝑜𝑙 𝐶𝐻4 𝑑 De forma que ahora, se puede calcular el flujo molar de biogás sabiendo que este tiene un 65% de contenido en CH4: 239,12 𝑘𝑚𝑜𝑙 𝐶𝐻4 𝑑:0,65𝑘𝑚𝑜𝑙 𝑏𝑖𝑜𝑔á𝑠 𝑘𝑚𝑜𝑙 𝐶𝐻4=367,87𝑘𝑚𝑜𝑙 𝑏𝑖𝑜𝑔á𝑠 𝑑 El resultado es de un flujo de alimentación de la cámara de combustible de 367,87 kmol/d de biogás, que es producto de la digestión anaerobia del fango mixto producido en una EDAR urbana diseñada para 500.000 h.e. Aunque, por simplicidad en el trabajo con COCO Simulator, se operará con 370 kmol/d (0,11 kg/s) de biogás. Y, finalmente se ha operado con una eficiencia interna media de turbina y compresor, 0,91 y 0,90 respectivamente, para que ambos equipos no tengan que ser diseñados con el mayor rendimiento isentrópico, a modo de buscar una optimización económica además de técnica, y con la relación de compresión óptima que se ha estudiado, se busca alimentar la cámara de combustión con un flujo de biogás procedente de una EDAR urbana de las características anteriormente citadas: 5.2.2. CÁLCULO DEL AIRE DE COMBUSTIÓN Y REFRIGERACIÓN. Entonces, ahora se trata de obtener el flujo de aire a introducir en la cámara de combustión para que la instalación sea alimentada por los 370 kmol/d de biogás al 65 % en. CH4. El flujo de biogás va ligado a la temperatura de combustión, por lo que se debe buscar esa cantidad de aire que haga que la instalación pueda trabajar con los 370 kmol/d de biogás para alcanzar los 1100 oC en la cámara de combustión. Ese caudal de aire será de 7035 kmol/d (2,35 kg/s), que se distribuirán a lo largo de la cámara en aire primario (20%) y secundario (30%), que favorecerá una combustión completa, y que estabilizará la mezcla aire- GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 50 combustible, respectivamente, y aire terciario (resto), que atemperará los gases de escape al final de la cámara. Podemos ver, con un cálculo rápido el exceso de oxígeno que se está utilizando respecto del que reacciona (el nitrógeno es inerte en la reacción): A la entrada de la cámara de combustión se tienen 7035 kmol/d de aire atmosférico compuesto por N2 (79%) y O2 (21%), y a la salida de la cámara tenemos 6554 kmol/d, con lo cual: 1.478𝑘𝑚𝑜𝑙 𝑂2 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑑−997𝑘𝑚𝑜𝑙 𝑂2 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑑=481𝑘𝑚𝑜𝑙 𝑂2 𝑟𝑒𝑎𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑛 𝑑 Eso quiere decir que: 997𝑘𝑚𝑜𝑙 𝑂2 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑑: 481𝑘𝑚𝑜𝑙 𝑂2 𝑟𝑒𝑎𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑛 𝑑=2,07𝑘𝑚𝑜𝑙 𝑂2 𝑑 Entonces, el exceso de oxígeno que está utilizando el software es de 2,07 veces el necesario para la combustión, una cantidad ligeramente inferior a la que se comenta en [14] que se utiliza normalmente (entre 2,75 y 5 veces el estequiométrico), pero que el programa utiliza para llegar a la consigna de temperatura de combustión. 5.2.3. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN. Una vez alimentado el sistema con el biocombustible y el aire correspondiente, se ha procedido a simular la instalación diseñada, y los resultados más relevantes se han recogido en la siguiente tabla: Tabla 8. Resultados más relevantes de la simulación de la instalación turbina de gas con la alimentación del biogás procedente de una EDAR urbana de 500.000 h.e. de diseño. Cabe destacar que: UNIDAD DE OPERACIÓN/CORRIENTE PARÁMETRO VALOR UNIDAD COMPRESOR POTENCIA DEMANDADA 845,44 kW TURBINA POTENCIA GENERADA 1714,48 kW CALCULADOR: POTENCIA TÉRMICA POTENCIA TÉRMICA 2233,98 kW CALCULADOR: POTENCIA MECÁNICA POTENCIA MECÁNICA 869,05 kW CALCULADOR: RENDIMIENTO DEL CICLO RENDIMIENTO DEL CICLO 38,90 % CALCULADOR: POTENCIA ESPECÍFICA POTENCIA ESPECÍFICA 369,92 kJ/kg CORRIENTE: ALIMENTACIÓN DE BIOGÁS FRACCIÓN MOLAR EN CH4 65 % CORRIENTE: ALIMENTACIÓN DE BIOGÁS FRACCIÓN MOLAR EN CO2 35 % CORRIENTE: GASES A LA SALIDA PRESIÓN 1 bar CORRIENTE: GASES A LA SALIDA TEMPERATURA 530,11 ℃ CORRIENTE: GASES A LA SALIDA FRACCIÓN MOLAR EN CH4 0 % CORRIENTE: GASES A LA SALIDA FLUJO MOLAR TOTAL 7405,26 kmol/d CORRIENTE: GASES A LA SALIDA PODER CALORÍFICO 33,21 J/mol K RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 51  La potencia generada (1.714,48 kW), es aquella potencia mecánica que se encuentra en el eje entre generador eléctrico y turbina, y que es producto de la expansión de los gases calientes en su interior.  La potencia térmica se define como el gasto total o flujo total de airecombustible que entra en la cámara de combustión, multiplicado por el poder calorífico del biogás.  La potencia mecánica será la diferencia entre la generada por la turbina y la demandada por el compresor.  En vistas a lo anterior, el rendimiento del ciclo térmico se puede definir como el cociente entre la potencia mecánica y la térmica, y se obtiene un valor (38,9 %), que como se referencia en [13], [14], es típico en este tipo de instalaciones. La corriente de salida presenta, también valores que merece la pena comentar:  La fracción molar de metano en la corriente de salida es de 0%, por lo que, efectivamente, la combustión es completa.  La composición del gas de salida de la turbina es la siguiente: - 5% CO2 - 6,5 % H2O - 13,5 % O2 - 75 % N2  Los resultados anteriores son interesantes a la hora de evaluar el impacto ambiental que tiene su emisión, se puede ver que el contenido en CO2, principal gas de efecto invernadero, es bajo, aunque debe tenerse en cuenta la formación o no de óxidos de nitrógeno si la combustión no es la adecuada.  Es preciso, también, destacar el valor de la temperatura de los gases de escape (530,11 oC), su flujo molar total (7405,26 kmol/d), y su poder calorífico (33,21 J/mol K). Todos estos datos permitirán realizar un balance de energía térmica entre la propia de estos gases y las necesidades caloríficas del reactor anaerobio de la EDAR urbana. 5.3. BALANCE ENERGÉTICO EN LA INSTALACIÓN COMPUESTA POR LA EDAR URBANA DE 500.000 h.e. Y LA INSTALACIÓN TURBINA DE GAS. A continuación, se va a realizar una serie de cálculos necesarios para conocer las potencias necesarias de generador y transformador, la energía generada en la instalación frente a la consumida en la EDAR, y la posibilidad de utilizar los gases de escape para ceder su calor al digestor anaerobio. GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 52 5.3.1. ESTUDIO ENERGÉTICO Y CÁLCULOS PREVIOS. Contando con los rendimientos de generador y transformador que se vieron en el Marco Teórico, se puede decir que la potencia eléctrica activa lista para consumo, será el resultado de multiplicar la potencia mecánica en el eje por ambos parámetros: 𝑃𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟=𝑃𝑚𝑒𝑐á𝑛𝑖𝑐𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎×𝜂𝑔𝑒𝑛 𝑃𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟=1.714,48 𝑘𝑊×0,9=1.543 kW Se sabe que: 𝑃𝑔𝑒𝑛=√3×𝑉×𝐼×𝐶𝑜𝑠 (𝜑)=𝑆𝑔𝑒𝑛× 𝐶𝑜𝑠 (𝜑) Si se supone un factor de potencia típico en centrales de generación de energía eléctrica, como es 𝐶𝑜𝑠 (𝜑)=0,8, se obtiene la potencia aparente (Sgen): 𝑆𝑔𝑒𝑛=𝑃𝑔𝑒𝑛 𝐶𝑜𝑠 (𝜑)=1543 𝑘𝑊 0.86 =1.749,2 kVA Que es la unidad de diseño típica de los generadores, con lo que, se sabe la potencia aparente necesaria del generador síncrono de rotor cilíndrico necesario en la instalación. Si se multiplica la potencia aparente anterior por el rendimiento del transformador, se obtiene la potencia aparente del transformador necesaria para evacuar la energía eléctrica que se genera en la instalación: 𝑆𝑡𝑟=𝑆𝑔𝑒𝑛×𝜂𝑡𝑟=1749,2 𝑘𝑉𝐴 × 0,9=1.574,3 𝑘𝑉𝐴, es la potencia aparente del transformador que permitirá su diseño o adquisición. De igual forma se puede operar con la potencia activa, que permitirá realizar el balance energético: 𝑃𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎=𝑃𝑚𝑒𝑐á𝑛𝑖𝑐𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎×𝜂𝑔𝑒𝑛×𝜂𝑡𝑟 𝑃𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎=1714,48 𝑘𝑊×0,9×0,9=1.388,73 𝑘𝑊 Ahora, se multiplica la cifra anterior por 24 h/d para conocer la energía eléctrica diaria producida: 𝐸𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎=1.388,73 𝑘𝑊×24ℎ 𝑑=33.329,52𝑘𝑊ℎ 𝑑 Por tanto, este valor, será el de la energía eléctrica producida diariamente en el proceso de aprovechamiento eléctrico propuesto con una turbina de gas, alimentando al sistema con biogás al 65% en CH4 producido en la digestión anaerobia del fango mixto producido en una EDAR urbana de 500.000 h.e. de diseño. GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 53 Ahora, se debe hablar de los consumos en una EDAR urbana del tamaño de estudio: Como se ve en la Tabla 1, con datos obtenidos de IDAE, [10], la dotación de aguas residuales por habitante equivalente y día, es de 0,2 m3. Se sabe que la población de diseño de la EDAR urbana es de 500.000 h.e. Y, gracias al documento Huella Energética en el Ciclo Integral del Agua en la Comunidad de Madrid, [18], se ha conseguido obtener los siguientes datos relacionados con consumos eléctricos en este tipo de instalaciones: Figura 17. Diagrama que muestra la dispersión en consumos eléctricos por dotación de agua residual y su comparativa entre la utilización o no de sistemas de cogeneración [18]. La figura anterior, acompañada de la siguiente tabla, hace tener una noción de los parámetros de consumo eléctrico típicos en una EDAR. Consumo medio (kWh/m3) Consumo medio (kWh/kg DQO) EDAR con digestión anaerobia 0,51 1,03 EDAR con sistema de cogeneración 0,24 0,43 EDAR sin sistema de cogeneración 0,73 1,51 Tabla 9. Valores medios del consumo energético de las EDAR con digestión anaerobia. [18] GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 54 La Tabla 9 muestra los consumos energéticos promedio por metro cúbico de agua tratada y por kg de DQO eliminada del conjunto de EDAR con digestión anaerobia y de los distintos subconjuntos. A la vista de dicha tabla, desde el punto de vista energético se recomienda instalar un sistema de cogeneración en todas aquellas EDAR que no dispongan de dicho sistema. Para la toma de esta decisión, sería necesario realizar un análisis económico completo, considerando los costes de inversión y mantenimiento, por un lado, y la energía generada por otro. En este caso, inicialmente, se va a considerar un sistema sin cogeneración, y al final del estudio energético se considerará la posibilidad de utilizar los gases de escape en el calentamiento del digestor, y ver la respuesta que tiene esto en el consumo energético. 5.3.2. BALANCE ENERGÉTICO. Ahora, contando ya con los datos aportados por Tabla 1, Tabla 9 y Figura 17, se puede hacer un cálculo del consumo eléctrico que tendría la EDAR de 500.000 h.e. Se considera, debido a la dispersión que se ve en la Figura 17, un consumo medio de 0,7 kWh/m3: 𝐸𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎=0,7𝑘𝑊ℎ 𝑚3×0,2 𝑚3 ℎ.𝑒.𝑑×500.000 ℎ.𝑒.=70.000𝑘𝑊ℎ 𝑑 de consumo eléctrico diario en una EDAR urbana de 500.000 h.e. Entonces, se estarían produciendo 33.329,52 𝑘𝑊ℎ/𝑑 en el proceso de aprovechamiento, mientras que se estarían consumiendo en la EDAR 70.000 𝑘𝑊ℎ/𝑑 . Para hacer más preciso el cálculo, se retoman los datos de la Tabla 6, y se tendrá también en cuenta la siguiente tabla, en la que se indican los siguientes parámetros típicos del digestor anaerobio de una EDAR: Tabla 10. Parámetros del digestor anaerobio de la EDAR urbana. [19] TIEMPO DE RETENCIÓN HIDRÁULICO TRH d 25 ALTURA DEL DIGESTOR h m 5 TEMPERATURA DE OPERACIÓN T ºC 38 SÓLIDOS TOTALES ELIMINADOS STelim % 20% DQO ELIMINADA DQOelim % 45% PRODUCCIÓN DE CH4 CH4Nm³/Kg DQOelim 0,35 DIGESTOR GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 55 Con las tablas 6 y 11 se pueden calcular las necesidades caloríficas para realizar la digestión anaerobia del fango producido en la EDAR diseñada para 500.000 h.e. Ese cálculo se hará de la siguiente forma: 𝑄𝑛𝑒𝑐𝑒𝑠𝑎𝑟𝑖𝑜= 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛𝑓𝑎𝑛𝑔𝑜 𝑚𝑖𝑥𝑡𝑜×𝐶𝑝𝑓𝑎𝑛𝑔𝑜 𝑚𝑖𝑥𝑡𝑜× (𝑇ª 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛−𝑇ª𝑓𝑎𝑛𝑔𝑜 𝑚𝑖𝑥𝑡𝑜) 𝑄𝑛𝑒𝑐𝑒𝑠𝑎𝑟𝑖𝑜= 454.166,7𝑘𝑔 𝑓𝑎𝑛𝑔𝑜 𝑑×4,18 𝑘𝐽 𝑘𝑔 º𝑐 ×(38 º𝑐− 15 º𝑐)=43.663.583,33 𝑘𝐽 𝑑 También, se puede calcular, con los datos de las dos tablas anteriores, el volumen del digestor necesario para producir la digestión del caudal de fango mixto procedente de la EDAR: 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑑𝑖𝑔𝑒𝑠𝑡𝑜𝑟=(𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛𝑓𝑎𝑛𝑔𝑜 𝑚𝑖𝑥𝑡𝑜 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑𝑓𝑎𝑛𝑔𝑜 𝑚𝑖𝑥𝑡𝑜 ) ×𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖ó𝑛 ℎ𝑖𝑑𝑟á𝑢𝑙𝑖𝑐𝑜 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑑𝑖𝑔𝑒𝑠𝑡𝑜𝑟=(454.166,7𝑘𝑔 𝑓𝑎𝑛𝑔𝑜 𝑑 1000𝑘𝑔 𝑚3)×25 𝑑=11.354,2 𝑚3 Ahora, se utilizan los datos de los gases de escape que se pueden ver en la Tabla 8: Tabla 11. Datos de la corriente de escape como resultado de la simulación. Y se podría decir que el calor de los gases es: 𝑄𝑔𝑎𝑠𝑒𝑠= 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛𝑔𝑎𝑠𝑒𝑠×𝐶𝑝𝑔𝑎𝑠𝑒𝑠×(Δ𝑇ª) Pudiendo hallar el incremento de temperatura como el salto térmico que tendrían que dar los gases en un intercambiador de calor para que su incremento de entalpía que aún tienen a la salida de la turbina pueda ser aprovechado en el calentamiento del digestor anaerobio hasta su temperatura de operación. Entonces: 𝑄𝑔𝑎𝑠𝑒𝑠=𝑄𝑛𝑒𝑐𝑒𝑠𝑎𝑟𝑖𝑜 CORRIENTE PARÁMETRO VALOR UNIDAD GASES A LA SALIDA PRESIÓN 1 bar GASES A LA SALIDA TEMPERATURA 530,11 ℃ GASES A LA SALIDA FRACCIÓN MOLAR EN CH40 % GASES A LA SALIDA FLUJO MOLAR TOTAL 7405,26 kmol/d GASES A LA SALIDA PODER CALORÍFICO 33,21 J/mol K RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 56 𝑄𝑔𝑎𝑠𝑒𝑠=7.405,26𝑘𝑚𝑜𝑙 𝑑×33,21 𝑘𝐽 𝑘𝑚𝑜𝑙 𝐾×Δ𝑇ª=43.663.583,33 𝑘𝐽 𝑑 De dónde se puede obtener que Δ𝑇ª=177,55 º𝑐 , que es el salto de temperatura que darán los gases de escape al pasar por un intercambiador de calor presente en el digestor anaerobio, con el fin de elevar su temperatura hasta la de operación (38 º𝑐). Por tanto, se puede concluir que, a la temperatura con la que salen los gases de escape del proceso térmico (530 oC), es viable que los gases realicen un salto térmico de 177,55 oC para calentar el digestor, y entonces, si los gases finales de combustión sirven para aportar el calor suficiente al biodigestor, se puede recalcular el consumo medio en la EDAR, que inicialmente se ha estimado en 0,7 kWh/m3. Para ello, se procede de la siguiente forma: El balance energético hasta el momento es el siguiente: 𝐸𝐶𝑂𝑁𝑆𝑈𝑀𝐼𝐷𝐴= 𝐸𝐺𝐸𝑁𝐸𝑅𝐴𝐷𝐴+𝑄𝑁𝐸𝐶𝐸𝑆𝐴𝑅𝐼𝑂 𝐸𝐶𝑂𝑁𝑆𝑈𝑀𝐼𝐷𝐴=𝐸𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎=70.000 𝑘𝑊ℎ/𝑑 𝐸𝐺𝐸𝑁𝐸𝑅𝐴𝐷𝐴=𝐸𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎=33.329,52 𝑘𝑊ℎ/𝑑 𝑄𝑁𝐸𝐶𝐸𝑆𝐴𝑅𝐼𝑂=𝑄𝑛𝑒𝑐𝑒𝑠𝑎𝑟𝑖𝑜=43.663.583,33 𝑘𝐽/𝑑=12.128,77 𝑘𝑊ℎ/𝑑 Entonces, si se resta la energía eléctrica generada en el proceso de aprovechamiento y las necesidades caloríficas del proceso de digestión anaerobio, al consumo de energía eléctrica total en la planta, se puede obtener el consumo eléctrico que no se cubre con el proceso de aprovechamiento propuesto como autoconsumo: 𝐸𝑛𝑒𝑐𝑒𝑠𝑎𝑟𝑖𝑎 𝑡𝑟𝑎𝑠 𝑎𝑢𝑡𝑜𝑐.=70.000𝑘𝑊ℎ 𝑑−33.329,52𝑘𝑊ℎ 𝑑−12.128,77𝑘𝑊ℎ 𝑑 =24.541,71𝑘𝑊ℎ 𝑑 Sabiendo lo anterior, ya se puede recalcular el parámetro de consumo medio por dotación de agua residual: Utilizando de nuevo la Tabla 1, con datos obtenidos de IDAE, [10], se ve que, la dotación de aguas residuales por habitante equivalente y día, es de 0,2 m3 , y sabiendo que en todo momento se trabaja con una población equivalente de 500.000 habitantes: 𝐸𝑛𝑒𝑐𝑒𝑠𝑎𝑟𝑖𝑎 𝑡𝑟𝑎𝑠 𝑎𝑢𝑡𝑜𝑐. 𝑑𝑜𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝐴.𝑅× 𝑁º ℎ.𝑒=𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝐸𝐷𝐴𝑅 GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 57 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝐸𝐷𝐴𝑅= 24.541,71𝑘𝑊ℎ 𝑑 0,2 𝑚3 ℎ.𝑒.𝑑 ×500.000 ℎ.𝑒=0,24 𝑘𝑊ℎ 𝑚3 Esta cifra, es sin duda igual a la que se puede leer en la Tabla 9 para el caso de EDAR con cogeneración [18], y cercana también al dato aportado por el artículo [12] sobre el consumo medio por metro cúbico de agua residual tratada en una EDAR de 500.000 h.e. de población de diseño. Por tanto, se podría reescribir el cálculo de la energía eléctrica consumida diariamente en la planta con este nuevo parámetro actualizado: 𝐸𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎=𝟎,𝟐𝟒𝑘𝑊ℎ 𝑚3×0,2 𝑚3 ℎ.𝑒.𝑑×500.000 ℎ.𝑒.=24.000𝑘𝑊ℎ 𝑑 Que, sería la energía eléctrica diaria consumida una vez que se realiza el aprovechamiento térmico de los gases de escape de la instalación turbina de gas propuesta. Por último, se puede ver, que con el aprovechamiento del calor generado por los gases de escape el balance de energía eléctrica es el siguiente: 𝐸𝐺𝐸𝑁𝐸𝑅𝐴𝐷𝐴 − 𝐸𝐶𝑂𝑁𝑆𝑈𝑀𝐼𝐷𝐴=33.329,52𝑘𝑊ℎ 𝑑−24.000𝑘𝑊ℎ 𝑑=9329,52 𝑘𝑊ℎ 𝑑 Por tanto, ahora, no sólo se cubren todas las necesidades energéticas de la planta, sino, que, también, se genera un exceso de energía eléctrica diaria. A ese exceso de energía eléctrica que se genera en el proceso de aprovechamiento y que no tiene utilidad en la EDAR, se le puede buscar un beneficio económico, por ejemplo, a través de su venta a la Red Eléctrica Nacional. 5.3.3. INYECCIÓN A RED DE LA ENERGÍA EXCEDENTARIA. Para realizar el estudio de cualquier instalación con autoconsumo, así como para llevar a cabo la venta de excedentes que en este proceso se puedan generar, se debe tener en cuenta el Real Decreto 244/2019 de 5 de abril por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica. [20] En este Real Decreto, se especifican las dos modalidades actuales de autoconsumo, autoconsumo sin excedentes, y autoconsumo con excedentes. Sin excedentes: Cuando existen sistemas antivertido que impiden la inyección de energía excedentaria a la red de transporte o distribución. Con excedentes: GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. 64 [14] S. Sabugal García y F. Gómez Moñux, Centrales Térmicas de Ciclo Combinado. Teoría y Proyecto, Díaz de Santos, 2015. [15] Área de Máquinas y Motores Térmicos. Universidad de Valladolid., «Prácticas de Simulación de Ciclos de Turbinas de Gas y de Vapor con COCO. Conceptos básicos.,» 2021. [16] R. Taylor y J. Van Baten, «Flowsheeting with COCO and ChemSep,» 2010. [En línea]. Available: https://www.cocosimulator.org/downloads/FlowsheetingWithCOCOandChemsep_Notes.pdf. [Último acceso: 20 3 2023]. [17] D. Fernández-Polanco, E. Aagesen, M. Fernández-Polanco y S. I. Pérez-Elvira, «Comparative analysis of the thermal hydrolysis integration within WWTPs as a pre-, inter- or posttreatment from anaerobic digestion of sludge.,» ELSEVIER, vol. I, nº 3, p. 8, 2021. [18] Fundación Canal de Isabel II, «Huella Energética en el Ciclo Integral del Agua en la Comunidad de Madrid,» 2017. [En línea]. Available: http://www.madrid.org/bvirtual/BVCM019568.pdf. [Último acceso: 20 5 2023]. [19] Metcalf & Eddy, Ingeniería de Aguas Residuales. Tratamiento, Vertido y Reutilización., MCGRAW-HILL, 1998. [20] BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO, «RD 244/19,» 2019. [21] BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO, «RD 1544/2011,» 2011. [22] OMIE, «Informe Anual OMIE-2019,» 2019. [En línea]. Available: https://www.omie.es/sites/default/files/2020-02/informe_anual_2019_es.pdf. [Último acceso: 5 6 2023].