Producción de syngas rico en hidrógeno a partir de la gasificación de biomasa con vapor de agua y oxígeno modelado mediante Aspen Plus

Trabajo Fin de Máster Máster en Ingeniería Ambiental Producción de syngas rico en hidrógeno a partir de la gasificación de biomasa con vapor de agua y oxígeno modelado mediante Aspen Plus Autor: Christian Fernández Marchante Tutora: Susanna Louise Nilsson Cotutor: William Andrés González Dpto. Ingeniería Química y Ambiental Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2025 Trabajo Fin de Máster Máster Universitario en Ingeniería Ambiental Producción de syngas rico en hidrógeno a partir de la gasificación de biomasa con vapor de agua y oxígeno modelado mediante Aspen Plus Autor: Christian Fernández Marchante Tutores: Susanna Louise Nilsson Profesora Titular William Andrés González Doctorando Dpto. Ingeniería Química y Ambiental Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2025 Agradecimientos Quisiera expresar mi profundo agradecimiento a todas las personas que contribuyeron de manera significativa a la realización de este proyecto de fin de máster. Su apoyo incondicional y colaboración fueron fundamentales para alcanzar los objetivos propuestos. En primer lugar, quiero agradecer a mis tutores de tesis, cuyos conocimientos y orientación han sido destacables e indispensables durante todo el proceso. Agradezco sinceramente a mis profesores y el personal académico de la Universidad de Sevilla por proporcionarme las herramientas y recursos necesarios para llevar a cabo este proyecto. Su dedicación a la excelencia académica ha sido una fuente constante de inspiración. Agradezco también a mis compañeros de clase, quienes compartieron ideas y experiencias, creando un entorno de aprendizaje enriquecedor. La colaboración y el intercambio de conocimientos fueron fundamentales para el desarrollo de este trabajo. No puedo pasar por alto el apoyo emocional y comprensión de mi familia y amigos. Su paciencia y aliento me han sostenido a lo largo de este desafiante viaje académico. Finalmente, quiero expresar mi agradecimiento a todas las fuentes bibliográficas y académicas que consulté, así como a cualquier persona que, de alguna manera, haya contribuido a la realización exitosa de este proyecto. Este logro no hubiera sido posible sin la ayuda de todos ustedes. Muchas gracias por ser parte fundamental de este proceso. Christian Fernández Marchante Sevilla, 2025 5 Resumen Este Trabajo de Fin de Máster aborda la producción de hidrógeno y biocombustibles a partir de la gasificación de biomasa mediante modelado y simulación en Aspen Plus. Se analiza la viabilidad del proceso de conversión termoquímica, optimizando parámetros operativos clave como temperatura, relación aire/biomasa y relación de oxígeno (ER), adoptados a un rango determinado, de cada uno de los parámetros. Se modelan las etapas de pretratamiento, devolatilización, combustión parcial, gasificación y reformado de alquitranes, cuyas reacciones en el equilibrio se han ajustado con datos empíricos y temperatura de aproximación, evaluando la composición y rendimiento del gas de síntesis obtenido para dos sistemas diferentes, uno en equilibrio termoquímico y otro basado en datos empíricos. A través de un análisis de sensibilidad, se determina la temperatura adiabática del proceso y se evalúa la producción del gas de síntesis y la influencia de las condiciones operativas en la eficiencia del proceso y la reducción de alquitranes. Los resultados evidencian que la gasificación en lecho fluidizado, combinada con estrategias de optimización energética, permite maximizar la producción de hidrógeno y mejorar la sostenibilidad del proceso. Palabras clave: Biomasa, gasificación, Aspen plus y gas de síntesis. Abstract This Master’s Thesis addresses the production of hydrogen and biofuels from biomass gasification through modelling and simulation in Aspen Plus. The feasibility of the thermochemical conversion process is analyzed, optimizing key operational parameters such as temperature, air/biomass ratio and oxygen ratio (ER), adopted at a given range, for each of the parameters. The pretreatment, devolatilization, partial combustion, gasification and reforming stages of tars are modelled, whose equilibrium reactions have been adjusted with empirical data and approximate temperature, evaluating the composition and performance of the synthesis gas obtained for two different systems, one in thermochemical equilibrium and the other based on empirical data. Through sensitivity analysis, the adiabatic process temperature is determined and the synthesis gas production and the influence of operating conditions on process efficiency and tar reduction are assessed. The results show that fluidised bed gasification, combined with energy optimization strategies, can maximize hydrogen production and improve process sustainability. Keywords: Biomass, gasification, Aspen plus and synthesis gas. 6 Índice general Contenido Agradecimientos .......................................................................................................................... 4 Resumen ....................................................................................................................................... 5 Abstract ........................................................................................................................................ 5 Índice general ............................................................................................................................... 6 Índice de Figuras .......................................................................................................................... 7 Índice de Tablas ........................................................................................................................... 8 1.Introducción .............................................................................................................................. 9 1.1 Contexto energético actual ..................................................................................................... 9 1.1.1. Situación global ................................................................................................................. 9 1.1.2. Situación en España ......................................................................................................... 11 1.2 Impacto del hidrógeno y los biocombustibles ..................................................................... 12 1.3 Conversión termoquímica de la biomasa ............................................................................. 14 2. Alcance y objetivos ................................................................................................................ 19 3. Modelado y simulación ...................................................................................................... 20 3.1 Sección de secado ................................................................................................................ 25 3.2 Sección de devolatilización y combustión parcial ............................................................... 27 3.3 Sección de gasificación y reformado de alquitranes ............................................................ 32 3.4. Balance de Energía .................................................................................................................... 35 4. Resultados y Discusión .......................................................................................................... 36 4.1 Resultados globales .............................................................................................................. 36 4.2 Comparativa ......................................................................................................................... 60 5. Conclusiones .......................................................................................................................... 65 6. Referencias ............................................................................................................................. 66 7 Índice de Figuras Ilustración 1. Mix energético global según el escenario STEPS [1]. ...................................................................9 Ilustración 2. Diferentes tipos de hidrógeno [6]. ................................................................................................12 Ilustración 3. Diferentes tipos de gasificadores [5]. ...........................................................................................18 Ilustración 4. Definición del método de cálculo .................................................................................................23 Ilustración 5. Definición de la entalpía de los componentes NC ........................................................................23 Ilustración 6. Diseño conceptual del proceso de gasificación del modelo teórico. ............................................24 Ilustración 7. Diseño conceptual del proceso de gasificación en el modelo empírico. ......................................25 Ilustración 8. Sección de secado del proceso. ....................................................................................................27 Ilustración 9. Calculadora del bloque de Devolatilización .................................................................................28 Ilustración 10. Calculadora de la temperatura de los distintos procesos unitarios. ............................................29 Ilustración 11. Sección de devolatilización y combustión parcial del proceso. .................................................32 Ilustración 12. Calculadora de la conversión del gasificador. ............................................................................33 Ilustración 13. Sección de gasificación y reformado de alquitranes. .................................................................34 Ilustración 14. Análisis de Sensibilidad .............................................................................................................35 Ilustración 18. Composición másica del gas en el escenario 1. ..........................................................................61 Ilustración 19. Composición másica del gas en el escenario 2. ..........................................................................61 Ilustración 20. Composición másica del gas en el escenario 3. ..........................................................................62 Ilustración 21. Composición molar del gas en el Escenario 1 ............................................................................62 Ilustración 22. Composición molar del gas en el Escenario 2 ............................................................................63 Ilustración 23. Composición molar del gas en el Escenario 3 ............................................................................63 Ilustración 25. Composición másica de gas en el escenario autotérmico. ..........................................................64 Ilustración 26. Composición molar de gas en el escenario autotérmico. ............................................................64 8 Índice de Tablas Tabla 1. Componentes utilizados en la simulación .............................................................................. 21 Tabla 2. Análisis proxanal de la biomasa ............................................................................................ 25 Tabla 3. Análisis ultanal de la biomasa. .............................................................................................. 26 Tabla 4. Análisis sulfanal de la biomasa. ............................................................................................. 26 Tabla 5. Yields de los productos de devolatilización. ......................................................................... 29 Tabla 6. Resultado cálculo estequiométrico de oxígeno. ..................................................................... 31 Tabla 7. Casos de estudio propuestos. ................................................................................................. 36 Tabla 8. Resultados globales a 600ºC para el Caso 1 del sistema 1. ................................................... 37 Tabla 9. Resultados globales a 600ºC para el Caso 2 del sistema 1. ................................................... 38 Tabla 10. Resultados globales a 600ºC para el Caso 3 del sistema 1. ................................................. 39 Tabla 11. Resultados globales a 700ºC para el Caso 1, del sistema 1. ................................................ 40 Tabla 12. Resultados globales a 700ºC para el Caso 2, del sistema 1. ................................................ 41 Tabla 13. Resultados globales a 700ºC para el Caso 3, del sistema 1. ................................................ 42 Tabla 14. Resultados globales a 800ºC para el Caso 1, del sistema 1. ................................................ 43 Tabla 15. Resultados globales a 800ºC para el Caso 2, del sistema 1. ................................................ 44 Tabla 16. Resultados globales a 800ºC para el Caso 3, del sistema 1. ................................................ 45 Tabla 17. Resultados globales a 900ºC para el Caso 1, del sistema 1. ................................................ 46 Tabla 18. Resultados globales a 900ºC para el Caso 2, del sistema 1. ................................................ 47 Tabla 19. Resultados globales a 900ºC para el Caso 3, del sistema 1. ................................................ 48 Tabla 20. Resultados globales a 600ºC para el Caso 1, del sistema 2. ............................................... 49 Tabla 21. Resultados globales a 600ºC para el Caso 2, del sistema 2. ................................................ 50 Tabla 22. Resultados globales a 600ºC para el Caso 3, del sistema 2. ................................................ 51 Tabla 23. Resultados globales a 700ºC para el Caso 1, del sistema 2. ................................................ 52 Tabla 24. Resultados globales a 700ºC para el Caso 2, del sistema 2. ................................................ 53 Tabla 25. Resultados globales a 700ºC para el Caso 3, del sistema 2. ................................................ 54 Tabla 26. Resultados globales a 800ºC para el Caso 1, del sistema 2. ................................................ 55 Tabla 27. Resultados globales a 800ºC para el Caso 2, del sistema 2. ................................................ 56 Tabla 28. Resultados globales a 800ºC para el Caso 3, del sistema 2. ................................................ 57 Tabla 29. Resultados globales a 900ºC para el Caso 1, del sistema 2. ................................................ 58 Tabla 30. Resultados globales a 900ºC para el Caso 2, del sistema 2. ................................................ 59 Tabla 31. Resultados globales a 900ºC para el Caso 3, del sistema 2. ................................................ 60 9 1.Introducción 1.1 Contexto energético actual 1.1.1. Situación global El panorama energético global se encuentra en una etapa de profunda transformación, marcada por una serie de retos y oportunidades relacionados con la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles. Este cambio está impulsado por tensiones geopolíticas, avances tecnológicos, cambios en las políticas gubernamentales, y una creciente demanda energética, especialmente en economías emergentes. En la última década, el consumo de energía global ha crecido un 15%, con aproximadamente el 40% de este aumento cubierto por fuentes de energía limpias como renovables, nucleares y combustibles de bajas emisiones. Las economías emergentes y en desarrollo, que representan el 85% de la población mundial, lideran este crecimiento debido a su expansión económica, aumento poblacional y mayor actividad industrial. Por el contrario, en economías avanzadas, el consumo energético ha disminuido un 0,5% anual en promedio, reflejando una mayor eficiencia energética y una transición hacia tecnologías más limpias [1]. Aunque la participación de los combustibles fósiles en el mix energético ha disminuido ligeramente (del 82% en 2013 al 80% en 2023), sigue siendo predominante. Se prevé que la demanda global de carbón, petróleo y gas natural alcance su punto máximo antes de 2030, gracias al despliegue acelerado de tecnologías limpias, como la energía solar y eólica. Sin embargo, esta transición no es uniforme: mientras que en países como China se espera una rápida electrificación y disminución del uso de combustibles fósiles, regiones como el sudeste asiático e India continuarán dependiendo en gran medida del carbón y el gas a corto plazo. Ilustración 1. Mix energético global según el escenario STEPS [1]. 16 A continuación, se expondrán las diferentes etapas del proceso de gasificación para la consecución del producto de interés, el gas de síntesis. Cabe destacar que dichas etapas, se desarrollan de forma conjunta en el equipo gasificador. De manera general, la biomasa se caracteriza por presentar un elevado contenido de humedad, lo que hace necesario, en muchos casos, someterla a una etapa de secado previa a su introducción en el gasificador. El objetivo de este pretratamiento es reducir el contenido de humedad a valores inferiores al 20 %, a fin de mejorar la eficiencia del proceso de gasificación. Este secado se lleva a cabo mediante la aplicación de calor, usualmente a temperaturas comprendidas entre 100 y 150 °C, en función del tipo de biomasa utilizada. Esta etapa resulta fundamental, ya que la presencia de humedad residual no solo incrementa el consumo energético del sistema, al requerir energía adicional para su eliminación, sino que también puede diluir el gas de síntesis generado, afectando negativamente su calidad y su poder calorífico, reduciendo la eficiencia térmica global del proceso. Una vez que la biomasa ha sido deshidratada, se somete al pirólisis, una etapa de descomposición térmica que ocurre en ausencia de oxígeno, cuyo objetivo principal es transformar los compuestos orgánicos complejos en productos más simples y ricos en carbono. Esto es realizado a través de su disgregación en tres fracciones principales: gases volátiles, líquidos (incluyendo bioaceites y alquitranes) y un residuo sólido. El biochar resultante constituye la fracción carbonosa sólida que servirá como reactivo en las etapas subsiguientes, mientras que los gases y líquidos se integran al proceso o se separan para su posterior tratamiento. Es conveniente destacar que la proporción de productos generados en la pirólisis depende de factores como la composición y granulometría de la biomasa, la tasa de calentamiento y las condiciones térmicas del reactor. Por ejemplo, calentamientos rápidos, temperaturas más altas y tamaños de partículas grandes favorecen la formación de gases y bio-oil. La etapa de oxidación, también conocida como combustión parcial, es una fase crítica en el proceso de gasificación. En este punto, parte del biochar resultante y todos los productos combustibles generados durante la pirólisis, reaccionan con oxígeno hasta que este se agota. Señalar que el CH4 reacciona en menor medida debido a su gran estabilidad. Estas reacciones de combustión son exotérmicas y proporcionan el calor requerido para las etapas subsiguientes, particularmente la reducción. La cantidad de oxígeno suministrado debe ser cuidadosamente regulada para evitar una combustión completa de la biomasa, ya que esto anularía la producción de syngas y limitaría el aprovechamiento energético. 17 La última y más importante etapa de la gasificación es la reducción, donde se lleva a cabo la conversión de los productos intermedios en syngas. Esta fase ocurre en una zona del reactor con condiciones reductoras, es decir, en ausencia de oxígeno. Las reacciones químicas clave en esta etapa suelen ser la reacción de gasificación del carbonizado con vapor, por su alta rapidez, no obstante, también se usan algunas como la reacción de Boudouard, la reacción de desplazamiento de agua-gas y en general, el reformado de hidrocarburos. Estas reacciones son mayoritariamente endotérmicas, lo que significa que requieren calor para proceder, calor que es suministrado por la etapa de oxidación. La reacción de gasificación con vapor de agua es fundamental para maximizar la producción de monóxido de carbono e hidrógeno, los principales componentes del syngas. La reacción de desplazamiento de agua-gas permite ajustar la relación H₂/CO en el syngas, haciéndolo más adecuado para aplicaciones específicas, como la síntesis de combustibles líquidos o productos químicos [5]. Para llevar a cabo el proceso, es conveniente destacar los diferentes tipos de gasificadores, que se utilizan dependiendo de las características de la biomasa y las necesidades del proceso. En primer lugar, los gasificadores de lecho fijo son de gran interés para tamaños de partícula relativamente grandes, junto a gasificaciones realizadas con aire a pequeña escala. Se dividen en dos configuraciones principales: de corriente paralela (updraft) y de corriente contraria (downdraft). En la primera configuración, el agente gasificante ingresa por la parte inferior del reactor, mientras que el syngas se recoge en la parte superior, un diseño simple y eficiente en términos de recuperación de calor, pero produce gases con mayor contenido de alquitranes. En los gasificadores downdraft, el gas se extrae después de pasar por una zona de alta temperatura, reduciendo significativamente los alquitranes. Por otro lado, los gasificadores de lecho fluidizado, son flexibles respecto a la composición y granulometría de la biomasa, ofreciendo un mezclado excelente y buena transferencia de calor. Existen distintos tipos en esta categoría, uno de ellos es el gasificador de lecho burbujeante, el cual emplea la velocidad lineal del agente gasificante para mantener el lecho en movimiento dentro de la zona de burbujeo. Otro de ellos se entabla como gasificador de lecho circulante, el cual mantiene el material sólido suspendido y en constante circulación dentro de un flujo de agente gasificante a alta velocidad, mejorando la transferencia de masa y calor. Finalmente, el gasificador de doble lecho separa los procesos de combustión y gasificación en dos cámaras distintas, lo que permite optimizar la calidad del gas de síntesis y reducir su dilución con componentes no deseados [5]. 18 Ilustración 3. Diferentes tipos de gasificadores [5]. También, el control de parámetros del gasificador, es una cuestión relevante para el correcto desempeño del proceso. La relación de oxígeno (ER) es uno de los más importantes y define la cantidad de oxígeno suministrado en relación con el necesario para la combustión completa. Valores típicos de ER oscilan entre 0.2 y 0.4. En segunda instancia, la relación vapor/biomasa (S/B), definida como los gramos de vapor alimentado/gramos de biomasa, es crucial en la gasificación con vapor, ya que controla la producción de hidrógeno, determinando sus valores típicos entre 0.5 y 2.5. También, la temperatura del reactor, generalmente entre 800 y 1200 °C, que afecta directamente a las reacciones químicas y la composición del syngas, lo que incide en gran medida sobre otros parámetros claves, el grado de conversión del carbono, definido como la fracción del carbono contenido en la biomasa que queda convertido en gas (CO, CO2, CH4, HCs), y la fracción del poder calorífico de la biomasa, que a la salida del gasificador se recupera como energía química del gas [5]. Por último, el syngas producido puede ser utilizado en diversas aplicaciones. En la generación de energía, puede ser quemado directamente en motores de combustión interna o turbinas. También puede ser empleado como materia prima en la síntesis de combustibles líquidos mediante el proceso Fischer-Tropsch o en la producción de productos químicos como metanol y amoníaco. 19 2. Alcance y objetivos El presente Trabajo Final de Máster tiene como objetivo principal analizar la producción de syngas mediante un proceso de gasificación de biomasa en reactores de lecho fluidizado, utilizando la herramienta de simulación Aspen Plus, con la finalidad de establecer una metodología robusta para modelar el proceso de gasificación y evaluar los parámetros clave del proceso, en relación a la composición esperada del gas producido, su rendimiento y su viabilidad técnica para aplicaciones energéticas sostenibles. Es por ello que su alcance se centra en la simulación detallada del proceso de gasificación de biomasa en Aspen Plus, considerando las siguientes etapas: secado de la biomasa y reacciones principales de gasificación (pirólisis, oxidación parcial y reformado). La biomasa empleada se modelará en función de su composición elemental y su contenido de humedad, permitiendo así evaluar distintos escenarios operativos. Por otro lado, los objetivos específicos de este trabajo se centran en cuantificar las fracciones molares y rendimientos másicos del syngas producido, determinando las fracciones molares de los compuestos principales presentes en el gas de síntesis y exponiendo los mencionados rendimientos másicos en relación a la biomasa alimentada. Además, se pretende evaluar la influencia de las condiciones operativas, analizando el impacto de variables como la temperatura y la relación de alimentación aire/biomasa sobre la composición del gas, comparando los resultados obtenidos en base húmeda y seca para evaluar el efecto del contenido de vapor de agua en la corriente gaseosa. También se busca analizar las condiciones óptimas para maximizar la producción y calidad del syngas, identificando los parámetros operativos que favorecen la formación de hidrógeno, Asimismo, se procederá a la estimación y reducción del contenido de alquitrán, cuantificando la cantidad total de alquitrán presente en el gas, expresada en gramos de alquitrán por Nm3 de gas seco. Todo ello, se complementará junto a un análisis de sensibilidad del proceso para evaluar el impacto de las variables operativas clave (temperatura, presión y tipo de biomasa) sobre los resultados definidos en los objetivos anteriores. 20 3. Modelado y simulación Como ya se ha comentado, la gasificación de biomasa es un proceso termoquímico altamente eficiente para la conversión de materiales orgánicos en gas de síntesis, compuesto principalmente por monóxido de carbono, hidrógeno y metano. Este proceso se ha sido evaluado con oxígeno/vapor, permitiendo la obtención de un gas energético aplicable en la industria, generación eléctrica y síntesis de combustibles líquidos. Para modelar con precisión la gasificación, se emplean herramientas computacionales avanzadas, entre las que destaca Aspen Plus por la capacidad de simulación de procesos químicos complejos bajo diversas condiciones operativas. Este software permite modelar, optimizar y analizar la conversión de materia y energía, integrando balances de masa y energía, flujos multicomponente y reacciones químicas. También, a través de módulos especializados, es posible definir propiedades fisicoquímicas de la biomasa, seleccionar modelos termodinámicos adecuados y parametrizar condiciones operativas como temperatura, agente gasificante y relación aire-combustible (ER) [7]. En la simulación, se emplean modelos de cálculo que representan los fenómenos fisicoquímicos involucrados. El modelo de equilibrio termodinámico, basado en el supuesto de que las reacciones alcanzan el equilibrio bajo ciertas condiciones, permite predecir la composición del gas en función de la temperatura y el agente gasificante, mientras que en los modelos cinéticos se ofrece una representación más detallada al considerar velocidades de reacción y mecanismos de conversión. Ambas pueden ser complementadas por un análisis de sensibilidad, que permite evaluar el impacto de las variables operacionales en la eficiencia y calidad del gas de síntesis. Además, permite evaluar indicadores clave de desempeño, como la eficiencia de conversión del carbono (CCE), la eficiencia del gas frío (CGE), el poder calorífico del gas de síntesis y la relación biomasa-gas producido, los cuales son fundamentales para optimizar el proceso y obtener un gas de síntesis de alta calidad. Para iniciar la simulación en Aspen Plus, es fundamental establecer una serie de parámetros globales que influirán en el desempeño del software, en función del objetivo del estudio. Uno de los primeros pasos consiste en definir las especies químicas que participarán en ambos modelos. Para ello, es necesario acceder al apartado Propiedades, dentro del subapartado Definición de Componentes, donde se incorporarán las sustancias requeridas [7]. 21 Los componentes se clasifican en tres categorías principales. Los convencionales son aquellos que pueden describirse mediante ecuaciones de equilibrio de fases y propiedades termodinámicas estándar, como hidrógeno, metano, dióxido de carbono, monóxido de carbono y agua. Los no convencionales incluyen materiales como biomasa y cenizas, los cuales requieren modelos específicos debido a su naturaleza compleja, que no puede ser representada mediante ecuaciones termodinámicas tradicionales [7]. Finalmente, los sólidos comprenden sustancias como carbono grafítico, óxidos y carbonatos, que deben ser modeladas con enfoques adecuados para su comportamiento en fase sólida. Cada componente en Aspen Plus se define con propiedades esenciales, como nombre químico, alias y número CAS, lo que permite su correcta identificación dentro del simulador. A continuación, en la Tabla 1, se especificarán las especies químicas utilizadas en el proceso de gasificación, con todos los parámetros requeridos por el software. Tabla 1. Componentes utilizados en la simulación Componente Tipo Nombre CAS H2 Convencional Hidrógeno 1333-74-0 CH4 Convencional Metano 74-82-8 C2H4 Convencional Etileno 74-85-1 C2H6 Convencional Etano 74-84-0 CO Convencional Monóxido de carbono 630-08-0 CO2 Convencional Dióxido de carbono 124-38-9 O2 Convencional Oxígeno 7782-44-7 N2 Convencional Nitrógeno 7727-37-9 NH3 Convencional Amoniaco 7664-41-7 H2S Convencional Sulfuro de hidrógeno 7783-06-4 Cl2 Convencional Cloro 7782-50-5 HCl Convencional Cloruro de hidrógeno 7647-01-0 H2O Convencional Agua 7732-18-5 Biomasa No convencional Biomasa - Ceniza No convencional Cenizas - S Convencional Azufre 7704-34-9 C Sólido Carbono (grafito) 7440-44-0 C6H6 Convencional Benceno 71-43-2 C10H8 Convencional Naftaleno 91-20-3 HCN Convencional Cianuro de hidrógeno 74-90-8 C6H6O2 Convencional P-hidroquinona 123-31-9 C6H12 Convencional Ciclohexeno 110-83-8 22 Por otro lado, también es fundamental, implementar los métodos termodinámicos que serán utilizados en la simulación. En nuestro caso, se ha usado el método de cálculo basado en el modelo Peng – Robinson, el cual establece una ecuación de estado cúbica, utilizada en cálculos de equilibrio de fases (VLE), propiedades volumétricas y coeficientes de fugacidad, con el propósito de mejorar la precisión en la predicción de sistemas no polares y levemente polares de hidrocarburos y mezclas no ideales. Su precisión disminuye para sistemas altamente polares o con asociaciones de hidrógeno, por ello, en estos casos es altamente recomendable el uso de ecuaciones de estado modificadas o modelos de coeficiente de actividad [8]. Este modelo también es utilizado en versiones extendidas, como Peng-Robinson-BostonMathias y Peng-Robinson-MHV2, que introducen funciones alfa mejoradas para una mejor representación del comportamiento de fluidos a diferentes condiciones de temperatura y presión. Su ecuación se representa como: 𝑃 = 𝑅𝑇 𝑉𝑚−𝑏−𝑎(𝑇) 𝑉𝑚(𝑉𝑚+𝑏)+𝑏(𝑉𝑚−𝑏) Donde: • P es la presión del sistema, T es la temperatura, R es la constante de los gases. • Vm es el volumen molar y a(T) y b son parámetros específicos de la sustancia. Los parámetros a y b se determinan a partir de las propiedades críticas del componente a través de las ecuaciones: 𝑎=0.457 𝑅2𝑇2 𝑃𝐶∝(𝑇) 𝑏 = 0.0778𝑅𝑇𝐶 𝑃𝐶 Donde: • Tc y 𝑃𝑐 son la temperatura y presión crítica, respectivamente • α(T) es una función de temperatura que ajusta la ecuación para mejorar la predicción de la presión de vapor, definida por: α(T)=[1 + m (1 − √𝑇𝑟]2 Donde: • Tr = T/Tc es la temperatura reducida • m es un parámetro empírico relacionado con el factor acéntrico (𝜔) del compuesto, definido como: 𝑚=0.37464+1.54226𝜔−0.26992𝜔2 23 También se establece, en su opción “común”, el filtro de métodos, lo que sugiere la utilización de opciones estándar o comúnmente utilizadas en este tipo de simulaciones, así como una dureza de 3 para la solubilidad del agua y el uso de componentes puros sin simplificaciones adicionales [7]. A continuación, en la Figura 4, se pueden observar los parámetros descritos anteriormente, con el objetivo de exponer las variables utilizadas. Ilustración 4. Definición del método de cálculo Tras ello, también es recomendable definir las propiedades de los componentes no convencionales (biomasa y ceniza), tal y como se puede ver en la Figura 5, con el objetivo de establecer su entalpía y densidad. En nuestro caso, se han introducido los mismos valores a la entalpía para los dos componentes, mediante el modelo HCOALGEN, el cual tiene la capacidad de calcular varias propiedades clave utilizando diferentes correlaciones empíricas [7]. Ilustración 5. Definición de la entalpía de los componentes NC 24 Una vez establecido el entorno de trabajo, se procede a la elaboración del diseño conceptual de los sistemas empleados en el proceso de gasificación, los cuales se presentan mediante un modelo teórico en equilibrio y un modelo empírico. En primer lugar, el modelo teórico inicia con la alimentación de biomasa, la cual se somete un secado térmico con el objetivo de eliminar su contenido de humedad. El agua extraída, que ha sido calentada, se reaprovecha en el reactor de gasificación. Posteriormente, la biomasa seca es dirigida al reactor de devolatilización, donde el biochar se transforma en gases de interés. El residuo carbonoso resultante es sometido a una combustión parcial para incrementar la concentración de monóxido de carbono en la corriente gaseosa. Este procedimiento se ejecuta en dos etapas con el fin de minimizar la presencia de oxígeno en la salida del sistema. Finalmente, los gases generados son conducidos al reactor de gasificación, el cual ha sido modelado como RGibbs, con el objetivo de imponer que la composición de salida del sistema sea establecida por el equilibrio termodinámico, sin necesidad de especificar reacciones químicas explícitas. Para ello, el reactor resuelve un sistema de ecuaciones basado en la energía libre de Gibbs, a través de un algoritmo de minimización que emplea métodos numéricos como el método de Lagrange. En dicho reactor se optimiza la producción de gas de síntesis con un bajo contenido de alquitrán. El excedente de este compuesto es tratado en el reactor de reformado. El mencionado modelo teórico se expone en la siguiente figura. Ilustración 6. Diseño conceptual del proceso de gasificación del modelo teórico. 25 Por otro lado, el modelo empírico sigue el mismo procedimiento que el modelo anterior, con la diferencia de que la gasificación del residuo carbonoso se lleva a cabo en un reactor RStoic. Este reactor requiere la especificación de reacciones químicas con estequiometria conocida, pero sin considerar condiciones cinéticas, además de definir el grado de conversión del carbono. Esta metodología proporciona una aproximación más realista al proceso, alineándose mejor con las condiciones operativas de una planta industrial. Ilustración 7. Diseño conceptual del proceso de gasificación en el modelo empírico. A continuación, se explicará en detalle cada sección que compone el proceso. 3.1 Sección de secado En primera instancia, se lleva a cabo un proceso de pretratamiento térmico de la biomasa, el cual ha sido modelado con la finalidad de reducir la necesidad de evaporación de agua durante la gasificación, lo que tendrá como resultado una disminución de la demanda de gases de escape en el oxidante, permitiendo producir un syngas menos diluido. El proceso inicia con la alimentación de biomasa en estado húmedo, cuya composición se detalla en el análisis proximal, ultanal y sulfanal, detallados en las siguientes tablas. Parámetros (%) Humedad 8.32 FC 18,71 VM 70,28 Cenizas 11,01 Tabla 2. Análisis proxanal de la biomasa 32 En la siguiente figura se puede observar el proceso descrito anteriormente. Ilustración 11. Sección de devolatilización y combustión parcial del proceso. 3.3 Sección de gasificación y reformado de alquitranes Por último, la última sección del sistema, hace referencia al gasificador y reformador de alquitranes, donde se requiere producir el gas de síntesis, libre de compuestos no deseados, y listo para ser comercializado y/o utilizado. Primeramente, señalar que la gasificación se lleva a cabo en un gasificador de lecho fluido, el cual está basado en la fluidización de partículas sólidas dentro del reactor mediante un flujo ascendente de gas, lo que permite una transferencia de calor altamente eficiente y una conversión uniforme del combustible. El modelo de gasificador consta de una zona de alimentación, a través de la cual se introducen los productos resultantes de la devolatilización y la combustión parcial. Posteriormente, estos ingresan al lecho de reacción, donde el agente gasificante es inyectado a alta velocidad. Este proceso favorece una mejor transferencia de calor, optimiza la eficiencia térmica y permite el tratamiento de biomasas con altos niveles de heterogeneidad [5]. El modelo sin equilibrio se encuentra limitado por la cinética de gasificación del carbón, ya que estas reacciones son significativamente más lentas en comparación con la devolatilización y las reacciones en fase gaseosa, lo que afecta directamente la eficiencia del gasificador y el volumen de reacción necesario para maximizar la conversión de la biomasa. En este contexto, la reactividad del carbón se encuentra influenciada por la estructura porosa, el área superficial interna y la composición química del material carbonoso, parámetros que dependen directamente de las condiciones de devolatilización bajo las cuales se generó el carbón. 33 Es por ello que, la conversión llevada a cabo en el gasificador, sigue el siguiente modelo [13]: 𝑥 =𝐸𝑋𝑃 (10,3 − 𝐸𝑎 𝑅𝑇)×𝑝𝐻2𝑂 0,5 ×𝑝𝐻2 −0,33 Donde: • PH2O y PH2 son las presiones parciales de vapor en atmósferas y al ser un proceso a presión atmosférica coinciden con las fracciones molares de las sustancias. • Ea es la energía de activación, igual a 100 kJ/mol • R la constante de los gases ideales • T la temperatura en el gasificador en K, que en nuestro caso será la misma que la devolatización. Dicha conversión es llevada a cabo por una calculadora elaborada con la función “Calculator” del software, donde se definirán las variables de salida, que en este caso es el bloque de gasificación. La mencionada calculadora queda expuesta en la siguiente Figura. Ilustración 12. Calculadora de la conversión del gasificador. Este modelo está simulado con un reactor RSTOIC, el cual permite especificar la estequiometria de la reacción y el grado de conversión con respecto a uno de los reactivos, en este caso el char, sin una cinética conocida, otorgando la importancia única y exclusiva a la conversión impuesta anteriormente. 34 Por otro lado, el reformado de alquitranes del sistema, está basado en una reacción de desplazamiento del gas de agua (WGSR) seguida de una serie de reacciones de reformado, donde los compuestos orgánicos presentes en el alquitrán, principalmente hidrocarburos y compuestos oxigenados, reaccionan con vapor de agua a alta temperatura para producir gas de síntesis [14]. Las reacciones clave involucradas se disponen a continuación: 𝐶𝑂 + 𝐻2𝑂 − −> 𝐶𝑂2 + 𝐻2 𝐶𝐻4 + 𝐻2𝑂 − −> 𝐶𝑂 + 3 𝐻2 𝐶2𝐻4 + 2 𝐻2𝑂 − −> 2 𝐶𝑂 + 4 𝐻2 𝐶2𝐻6 + 2 𝐻2𝑂 − −> 2 𝐶𝑂 + 5 𝐻2 𝐶10𝐻8 + 10 𝐻2𝑂 − −> 10 𝐶𝑂 + 14 𝐻2 𝐶6𝐻6𝑂2 + 4 𝐻2𝑂 − −> 7 𝐻2 + 6 𝐶𝑂 𝐶6𝐻12 + 6 𝐻2𝑂 − −> 6 𝐶𝑂 + 11 𝐻2 Como se puede observar, las reacciones de reformado ayudan a aumentar las producciones de CO y H2, mientras que la reacción de cambio de agua-gas transforma parte del CO formado en CO2, formándose a su vez más H2, mientras minimiza la formación de alquitrán, lo cual ocurre a temperaturas altas [14]. La modelización del sector descrito anteriormente se expone en la siguiente figura. . Ilustración 13. Sección de gasificación y reformado de alquitranes. En la figura, el bloque de gasificación está denominado como “GASIF”, el cual tiene como entradas el agente gasificante y la corriente de los productos de la combustión parcial. Por otro lado, la fase de reformado de alquitranes se denomina como “WGS-REF”, la cual está modelada con un reactor REquil, basado en la imposición de un equilibrio termodinámico a procesos donde las reacciones ocurren de manera rápida y alcanzan el estado de equilibrio de forma empírica. 35 Para acercarnos a ese punto de manera más exacta, se ha considerado la introducción de una temperatura de aproximación, cuyo propósito es ajustar la conversión de las reacciones químicas a un estado de equilibrio teórico, pero calculado a una temperatura diferente de la real del reactor, lo que permite representar valores más veraces, por el asumo de la cinética no considerada. El valor aplicado es de – 300ºC, debido al carácter endotérmico, para lo que se consigue que su conversión de equilibrio sea menor que la que se obtendría a la temperatura del gasificador [7]. 3.4. Balance de Energía Durante la modelización del proceso, se han identificado diversas operaciones unitarias que, aunque se representan de forma independiente en el modelo, ocurren simultáneamente dentro del gasificador. Por ello, para asegurar una representación precisa del sistema, se ha determinado que todas las unidades operen a una única temperatura común, garantizando una coherencia termodinámica en el proceso y permitiendo una correcta representación del intercambio de energía entre las distintas etapas. Por lo tanto, para la realización del balance energético, se añade el bloque "QMIXER", cuya función es integrar y mezclar todas las corrientes térmicas del proceso, permitiendo realizar posteriormente un análisis de sensibilidad para la determinación de la temperatura autotérmica, definida como la condición en la que el balance energético del sistema es nulo (Q = 0 kW). Dicho análisis de sensibilidad, permite estudiar el balance energético en función de una variable, que en nuestro caso es la temperatura del bloque “DEVOLAT”, debido a que esta actúa como vector para los demás procesos. Ilustración 14. Análisis de Sensibilidad Este contexto permite identificar el punto de autosuficiencia energética del proceso, minimizando la dependencia de combustibles externos, optimizando la eficiencia térmica y mejorando tanto la sostenibilidad global como la seguridad operativa del sistema. 36 4. Resultados y Discusión 4.1 Resultados globales Una vez completado el diseño y modelado del sistema, se procede a la obtención de resultados para diversos casos propuestos, en los cuales se han evaluado distintas combinaciones de los valores de ER y S/B, tal como se presenta en la Tabla 7. Tabla 7. Casos de estudio propuestos. En una primera etapa, cada punto ha sido simulado a temperaturas de 600, 700, 800 y 900 °C. Posteriormente, se ha realizado un análisis de sensibilidad para identificar la temperatura autotérmica correspondiente a cada combinación de ER y S/B, con la finalidad de determinar la composición del gas de síntesis en base seca y húmeda, la cantidad total de gas en Nm³, sus rendimientos másicos y la concentración de alquitrán en el gas, bajo dichas condiciones. Tras ello, se llevará a cabo un análisis comparativo entre el sistema propuesto y una configuración alternativa basada en condiciones de equilibrio térmico. En esta segunda configuración, el reactor RStoic empleado en el gasificador será sustituido por un reactor RGibbs, el cual opera bajo el principio de minimización de la energía libre de Gibbs, lo que permitirá evaluar de manera detallada el impacto de modelar el sistema basado en datos empíricos, en las reacciones termoquímicas y su influencia en la composición final del gas de síntesis, identificando posibles desviaciones en la conversión de los reactivos y en la distribución de productos bajo diferentes condiciones operativas. Señalar que los yields que se van a exponer a continuación quedan definidos en kilogramos del componente/kilogramos de biomasa seca sin ceniza. También, como se ha comentado anteriormente, la base de cálculo elegida es de 20.000 kg/h de biomasa bruta, un parámetro aceptable a nivel industrial, necesario para el cálculo del flujo. A continuación, se exponen todos los resultados, para el sistema sin equilibrio termoquímico, en distintas tablas. Casos Relación de oxígeno (ER) Relación S/B 1 0.15 0.5 2 0.25 1 3 0.35 1.5 37 Tabla 8. Resultados globales a 600ºC para el Caso 1 del sistema 1. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 14.557,41 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,0485 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,0485 0,0260 67,60 0,00322 752,01 CH4 0,408 0,218 4.530,62 0,216 6.895,92 C2H4 4,49E-11 2,40E-11 8,70E-07 4,15E-11 7,37E-07 C2H6 1,08E-06 5,78E-07 2,24E-02 1,06E-06 0,0174 CO 0,000720 0,000385 13,93 0,000665 12,22 CO2 0,530 0,284 16.132,24 0,770 8.159,96 O2 0 0 0 0 0 N2 0,00753 0,00403 145,85 0,00696 180,06 NH3 0,00233 0,00124 27,43 0,00130 37,58 H2O 0 0,464 10.786,10 0 10,81 C6H6 0 0 0 0 0 C10H8 5,90E-32 3,16E-32 5,23E-27 2,49E-31 4,58E-30 HCN 0,00169 0,000909 31,69 0,00151 0,0461 C6H6O2 3,45E-31 1,85E-31 2,63E-26 1,25E-30 2,02E-29 C6H12 3,51E-27 1,88E-27 1,99E-22 9,49E-27 2,96E-25 38 Tabla 9. Resultados globales a 600ºC para el Caso 2 del sistema 1. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 16.523,39 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,0659 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,0659 0,0274 104,77 0,00424 1.165,45 CH4 0,347 0,144 4.386,64 0,177 6.676,77 C2H4 2,26E-11 9,39E-12 4,99E-07 2,02E-11 4,22E-07 C2H6 5,72E-07 2,38E-07 1,36E-02 5,50E-07 0,0105 CO 0,000655 0,000272 14,47 0,000586 12,69 CO2 0,576 0,239 19.981,17 0,809 10.106,81 O2 0 0 0 0 0 N2 0,00660 0,00274 145,85 0,00590 180,06 NH3 0,00204 0,000850 27,43 0,00111 37,58 H2O 0 0,584 19.945,33 0 20,00 C6H6 0 0 0 0 0 C10H8 5,00E-34 2,08E-34 5,05E-29 2,04E-33 4,43E-32 HCN 0,00148 0,000618 31,69 0,00128 0,0461 C6H6O2 3,21E-32 1,33E-32 2,78E-27 1,12E-31 2,14E-30 C6H12 2,55E-28 1,06E-28 1,65E-23 6,68E-28 2,45E-26 39 Tabla 10. Resultados globales a 600ºC para el Caso 3 del sistema 1. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 18.014,10 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,0781 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,0781 0,0277 139,61 0,00495 1.552,99 CH4 0,300 0,106 4.267,10 0,151 6.494,83 C2H4 1,41E-11 5,00E-12 3,51E-07 1,24E-11 2,97E-07 C2H6 3,61E-07 1,28E-07 9,63E-03 3,41E-07 0,00751 CO 0,000607 0,000215 15,08 0,000534 13,23 CO2 0,584 0,207 22.784,05 0,807 11.524,55 O2 0,0278 0,00988 790,79 0,0280 553,39 N2 0,00587 0,00208 145,85 0,00517 180,06 NH3 0,00181 0,000644 27,43 0,000972 37,58 H2O 0 0,645 29.070,46 0 29,15 C6H6 0 0 0 0 0 C10H8 2,37E-35 8,41E-36 2,69E-30 9,53E-35 2,36E-33 HCN 0,00132 0,00046913 31,69 0,00112 0,0461 C6H6O2 6,61E-33 2,34E-33 6,45E-28 2,28E-32 4,95E-31 C6H12 4,48E-29 1,59E-29 3,26E-24 1,15E-28 4,84E-27 40 Tabla 11. Resultados globales a 700ºC para el Caso 1, del sistema 1. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 16.347,41 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,167 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,167 0,0969 263,12 0,0122 2.926,82 CH4 0,326 0,189 4.090,63 0,190 6.226,23 C2H4 1,59E-09 9,21E-10 3,48E-05 1,62E-09 2,94E-05 C2H6 1,74E-06 1,01E-06 4,10E-02 1,91E-06 0,0319 CO 0,00905 0,00524 197,69 0,00921 173,41 CO2 0,486 0,281 16.692,94 0,778 8.443,57 O2 0 0 0 0 0 N2 0,00667 0,00386 145,85 0,00679 180,06 NH3 0,00206 0,00119 27,43 0,00127 37,58 H2O 0 0,420 10.209,87 0 10,24 C6H6 0 0 0 0 0 C10H8 1,19E-28 6,90E-29 1,19E-23 5,54E-28 1,04E-26 HCN 0,0015 0,000870 31,69 0,00147 0,0461 C6H6O2 2,46E-28 1,43E-28 2,12E-23 9,86E-28 1,62E-26 C6H12 3,53E-25 2,05E-25 2,26E-20 1,05E-24 3,36E-23 41 Tabla 12. Resultados globales a 700ºC para el Caso 2, del sistema 1. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 18.651,60 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,222 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,222 0,100 402,50 0,0162 4.477,27 CH4 0,242 0,110 3.489,27 0,141 5.310,92 C2H4 6,32E-10 2,86E-10 1,59E-05 6,43E-10 1,34E-05 C2H6 7,24E-07 3,28E-07 1,95E-02 7,89E-07 0,0152 CO 0,0077 0,0034 193,75 0,00784 169,95 CO2 0,517 0,234 20.406,41 0,826 10.321,90 O2 0 0 0 0 0 N2 0,00581 0,00263 145,85 0,00590 180,06 NH3 0,00179 0,00081 27,43 0,00111 37,58 H2O 0 0,546 19.482,87 0 19,54 C6H6 0 0 0 0 0 C10H8 3,45E-31 1,57E-31 3,97E-26 1,60E-30 3,48E-29 HCN 0,00130 0,000593 31,69 0,00128 0,0461 C6H6O2 1,30E-29 5,90E-30 1,29E-24 5,20E-29 9,88E-28 C6H12 1,30E-26 5,90E-27 9,59E-22 3,88E-26 1,42E-24 48 Tabla 19. Resultados globales a 900ºC para el Caso 3, del sistema 1. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 34.056,46 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,517 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,517 0,288 1.719,79 0,0509 19.130,06 CH4 0,00959 0,00535 253,96 0,00752 386,54 C2H4 9,32E-10 5,21E-10 4,32E-05 1,27E-09 3,653E-05 C2H6 9,01E-09 5,03E-09 0,000446 1,32E-08 0,000348 CO 0,0912 0,0509 4.216,45 0,124 3.698,64 CO2 0,377 0,210 27.372,93 0,810 13.845,69 O2 0 0 0 0 0 N2 0,00315 0,00176 145,85 0,00431 180,06 NH3 0,000976 0,000545 27,43 0,000812 37,58 H2O 0 0,441 23.503,98 0 23,57 C6H6 0 0 0 0 0 C10H8 4,58E-34 2,56E-34 9,69E-29 2,871E-33 8,50E-32 HCN 0,000710 0,000396 31,69 0,000938 0,046 C6H6O2 7,96E-30 4,45E-30 1,45E-24 4,28E-29 1,11E-27 C6H12 3,84E-29 2,15E-29 5,21E-24 1,54E-28 7,74E-27 49 Seguidamente, se van a exponer los resultados, para el sistema configurado en equilibrio termoquímico, en distintas tablas. Tabla 20. Resultados globales a 600ºC para el Caso 1, del sistema 2. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 24.793,28 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,0421 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,0421 0,0249 64,85 0,00283 8.101,48 CH4 0,434 0,257 5.322,67 0,232 1,10E-06 C2H4 6,09E-11 3,61E-11 1,31E-06 5,70E-11 0,0251 C2H6 1,40E-06 8,32E-07 3,23E-02 1,41E-06 14,30 CO 0,000762 0,000451 16,31 0,000713 8.746,37 CO2 0,514 0,304 17.291,58 0,755 1,52E-20 O2 8,89E-25 5,27E-25 2,17E-20 9,50E-25 217,94 N2 0,008250 0,00488 176,53 0,00771 0,844 NH3 4,73E-05 2,81E-05 0,616 2,69E-05 9,506899549 H2O 0 0,407 9.478,37 0 0,974 C6H6 2,12E-15 1,26E-15 1,27E-10 5,53E-15 4,47E-29 C10H8 5,20E-31 3,08E-31 5,10E-26 2,22E-30 0 HCN 4,62E-08 2,74E-08 0,000954 4,17E-08 6,48E-29 C6H6O2 1,00E-30 5,94E-31 8,43E-26 3,68E-30 1,04E-24 C6H12 1,11E-26 6,62E-27 7,02E-22 3,06E-26 721,40 50 Tabla 21. Resultados globales a 600ºC para el Caso 2, del sistema 2. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 30.388,57 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,0594 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,0594 0,0271 103,87 0,00387 1.155,44 CH4 0,375 1,71E-01 5,22E+03 0,194 7.938,03 C2H4 2,95E-11 1,35E-11 7,18E-07 2,68E-11 6,08E-07 C2H6 7,41E-07 3,39E-07 1,93E-02 7,22E-07 0,0150 CO 0,000676 0,000309 16,42 0,000613 14,40 CO2 0,557 0,254 21.261,59 0,794 10.754,47 O2 2,69E-24 1,23E-24 7,47E-20 2,78E-24 5,22E-20 N2 0,00726 0,00332 176,47 0,00659 217,86 NH3 4,69E-05 2,15E-05 0,693 2,58E-05 0,949 H2O 0 0,542 18.538,74 0 18,59 C6H6 1,24E-17 5,67E-18 8,40E-13 3,13E-17 0 C10H8 2,95E-33 1,35E-33 3,28E-28 1,22-32 2,87E-31 HCN 1,98E-08 9,08E-09 0,000465 1,73E-08 6,77E-07 C6H6O2 7,83E-32 3,58E-32 7,48E-27 2,79E-31 5,75E-30 C6H12 6,96E-28 3,18E-28 4,96E-23 1,85E-27 7,36E-26 51 Tabla 22. Resultados globales a 600ºC para el Caso 3, del sistema 2. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 33.643,95 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,0786 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,0786 0,0278 140,26 0,00498 1.560,20 CH4 0,313 0,111 4.440 0,157 6.763,19 C2H4 1,52E-11 5,37E-12 3,77E-07 1,33E-11 3,19E-07 C2H6 3,91E-07 1,38E-07 0,0103 3,69E-07 0,0081 CO 6,27E-04 2,22E-04 15,53 0,000551 13,62 CO2 0,601 0,212 23.380,48 0,830 11.826,24 O2 8,63E-24 3,05E-24 2,44E-19 8,68E-24 1,71E-19 N2 7,12E-03 0,00251 176,53 0,00626 217,94 NH3 4,08E-05 1,44E-05 6,14E-01 2,180E-05 0,841 H2O 0 0,646 29.115,25 0 29,20 C6H6 1,61E-20 5,68E-21 1,11E-15 3,94E-20 0 C10H8 3,32E-35 1,17E-35 3,76E-30 1,33E-34 3,29E-33 HCN 7,36E-09 2,60E-09 0,000176 6,25E-09 2,56E-07 C6H6O2 8,06E-33 2,85E-33 7,85E-28 2,78E-32 6,03E-31 C6H12 5,55E-29 1,96E-29 4,03E-24 1,43E-28 5,98E-27 52 Tabla 23. Resultados globales a 700ºC para el Caso 1, del sistema 2. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 19.092,78 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,128 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,128 0,0871 235,55 0,00922 2.620,22 CH4 0,363 0,245 5.288,15 0,207 8.048,94 C2H4 2,83E-09 1,92E-09 7,23E-05 2,82E-09 6,12E-05 C2H6 2,80E-06 1,90E-06 0,0765 2,99E-06 0,0597 CO 0,0106 0,00720 270,66 0,0106 237,42 CO2 0,489 0,331 19.554,65 0,765 9.891,07 O2 3,73E-22 2,53E-22 1,09E-17 4,24E-22 7,59E-18 N2 0,00726 0,00491 184,51 0,00722 227,79 NH3 2,62E-05 1,78E-05 0,406 1,590E-05 0,556 H2O 0 0,323 7.820,07 0 7,84 C6H6 3,75E-17 2,54E-17 2,66E-12 1,04E-16 0 C10H8 7,62E-27 5,16E-27 8,86E-22 3,47E-26 7,77E-25 HCN 1,24E-07 8,41E-08 0,00304 1,19E-07 4,43E-06 C6H6O2 1,92E-27 1,31E-27 1,93E-22 7,54E-27 1,48E-25 C6H12 3,05E-24 2,06E-24 2,27E-19 8,90E-24 3,37E-22 53 Tabla 24. Resultados globales a 700ºC para el Caso 2, del sistema 2. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 20.600,18 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,198 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,198 0,0993 395,72 0,0143 4.401,87 CH4 0,270 1,35E-01 4.280 0,155 6.508,31 C2H4 8,91E-10 4,45E-10 2,47E-05 8,97E-10 2,09E-05 C2H6 1,00E-06 5,01E-07 2,98E-02 1,08E-06 0,0232 CO 0,008267276 0,00412 228,45 0,00831 200,39 CO2 0,515 0,257 22.397,87 0,814 11.329,22 O2 2,66E-21 1,33E-21 8,43E-17 3,06E-21 5,89E-17 N2 0,00667 0,00333 184,55 0,00671 227,84 NH3 2,01E-05 1,04E-05 0,350 1,27E-05 0,480 H2O 0 0,500 17.830,15 0 17,88 C6H6 2,26E-21 1,11E-21 1,72E-16 6,24E-21 0 C10H8 3,13E-30 1,57E-30 3,97E-25 1,44E-29 3,47E-28 HCN 2,51E-08 1,26E-08 0,000671 2,44E-08 9,77E-07 C6H6O2 4,03E-29 2,02E-29 4,39E-24 1,59E-28 3,37E-27 C6H12 4,50E-26 2,25E-26 3,65E-21 1,32E-25 5,42E-24 54 Tabla 25. Resultados globales a 700ºC para el Caso 3, del sistema 2. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 21.752,97 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,246 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,246 0,099 520,16 0,0177 5.786,03 CH4 0,198 7,98E-02 3.330 0,113 5.069,91 C2H4 3,87E-10 1,56E-10 1,14E-05 3,89E-10 9,64E-06 C2H6 4,36E-07 1,76E-07 0,0138 4,70E-07 0,0107 CO 0,00727 0,00292 213,50 0,00729 187,28 CO2 0,542 0,218 25.013,88 0,854 12.652,44 O2 1,02E-20 4,12E-21 3,43E-16 1,17E-20 2,39E-16 N2 0,00628 0,00253 184,62 0,00630 227,93 NH3 1,48E-05 5,98E-06 0,265 9,06E-06 0,363 H2O 0 0,597 28.008,71 0 28,09 C6H6 9,98E-25 4,02E-25 8,18E-20 2,79E-24 0 C10H8 2,10E-32 8,46E-33 2,82E-27 9,65E-32 2,47E-30 HCN 7,01E-09 2,83E-09 0,000198 6,79E-09 2,89E-07 C6H6O2 3,11E-30 1,25E-30 3,60E-25 1,22E-29 2,76E-28 C6H12 2,42E-27 9,77E-28 2,09E-22 7,13E-27 3,10E-25 55 Tabla 26. Resultados globales a 800ºC para el Caso 1, del sistema 2. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 22.949,80 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,276 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,276 2,07E-01 609,32 0,0227 6.777,85 CH4 0,241 0,181 4.235,22 0,157 6.446,31 C2H4 3,35E-08 2,52E-08 0,00103 3,83E-08 0,000872 C2H6 2,96E-06 2,23E-06 9,75E-02 3,63E-06 0,0760 CO 6,60E-02 4,96E-02 2.020 0,0754 1.774,34 CO2 0,411 0,308 19.771,92 0,737 10.000,97 O2 1,11E-19 8,37E-20 3,90E-15 1,45E-19 2,72E-15 N2 6,03E-03 0,00453 184,96 0,00689 228,35 NH3 1,14E-05 8,57E-06 0,212 7,92E-06 0,291 H2O 0 0,248 6.529,60 0 6,54 C6H6 6,67E-21 5,01E-21 5,70E-16 2,12E-20 0 C10H8 2,40E-24 1,80E-24 3,37E-19 1,25E-23 2,95E-22 HCN 1,04E-07 7,83E-08 0,00308 1,14E-07 4,48E-06 C6H6O2 2,20E-25 1,65E-25 2,65E-20 9,87E-25 2,03E-23 C6H12 7,04E-23 5,29E-23 6,33E-18 2,35E-22 9,40E-21 56 Tabla 27. Resultados globales a 800ºC para el Caso 2, del sistema 2. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 26.537,17 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,380 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,380 0,227 980,00 0,0328 10.901,00 CH4 0,138 8,30E-02 2.850 0,0955 4.335,39 C2H4 7,37E-09 4,41E-09 2,64E-04 8,86E-09 0,000223 C2H6 7,13E-07 4,26E-07 0,0274 9,19E-07 0,0213 CO 0,0467 0,0279 1.672,46 0,0560 1.467,07 CO2 0,428 0,256 24.127,08 0,809 12.203,88 O2 7,87E-19 4,71E-19 3,22E-14 1,08E-18 2,25E-14 N2 0,0051 0,00308 185,00 0,00620 228,39 NH3 7,81E-06 4,67E-06 0,170 5,70E-06 0,233 H2O 0 0,402 15.500,01 0 15,54 C6H6 3,51E-25 2,10E-25 3,51E-20 1,17E-24 0 C10H8 2,84E-28 1,70E-28 4,67E-23 1,56E-27 4,09E-26 HCN 1,91E-08 1,14E-08 0,000661 2,21E-08 9,62E-07 C6H6O2 2,44E-27 1,46E-27 3,44E-22 1,15E-26 2,64E-25 C6H12 4,31E-25 2,58E-25 4,53E-20 1,52E-24 6,73E-23 57 Tabla 28. Resultados globales a 800ºC para el Caso 3, del sistema 2. Como resultado final, se ha obtenido un caudal de 28.767,85 Nm³/h de gas seco, cuya composición, en base seca, presenta una concentración de hidrógeno de 0,431 kg de gas por kg de biomasa seca. Compuestos Fracc. Molar BS Fracc. Molar BH Flujo (Kg/hr) Yields Nm3/hr H2 0,431 0,215 1.213,73 0,0377 13.500,99 CH4 0,0766 0,0383 1.710 0,0533 2.608,97 C2H4 2,08E-09 1,04E-09 8,14E-05 2,53E-09 6,89E-05 C2H6 1,91E-07 9,56E-08 8,02E-03 2,49E-07 0,00625 CO 0,0373 0,0186 1.460,28 0,0454 1.280,95 CO2 0,449 0,224 27.572,10 0,857 13.946,43 O2 2,85E-18 1,43E-18 1,28E-13 3,96E-18 8,92E-14 N2 0,0047 0,0023 185,03 0,00575 228,44 NH3 5,34E-06 2,67E-06 0,126 3,94E-06 0,173 H2O 0 0,500 25.126,71 0 25,20 C6H6 2,02E-28 1,01E-28 2,21E-23 6,86E-28 0 C10H8 3,40E-31 1,70E-31 6,08E-26 1,89E-30 5,33E-29 HCN 5,47E-09 2,74E-09 0,000206 6,42E-09 3,00E-07 C6H6O2 7,69E-29 3,85E-29 1,18E-23 3,67E-28 9,0E-27 C6H12 7,15E-27 3,57E-27 8,19E-22 2,54E-26 1,21E-24 64 Ilustración 21. Composición másica de gas en el escenario autotérmico. Ilustración 22. Composición molar de gas en el escenario autotérmico. Como se observa en las anteriores figuras, en condiciones autotérmicas, la producción óptima de H2 recae en los escenarios con temperaturas más altas mientras que el resto de especies disminuye en gran medida, a excepción del CO2, el cual se mantiene en condiciones estables. Este gráfico sugiere que el escenario más adecuado en condiciones autotérmicas es el escenario 3 en el sistema en equilibrio, por el mayor enriquecimiento del gas. Cabe destacar que, si bien se ha analizado de manera integral la producción de gas en ambos escenarios planteados, los resultados no se han expuesto, dado que, en todos los casos y para cualquier temperatura, el valor obtenido es similar y superior a 0,99. 65 5. Conclusiones El presente estudio ha permitido evaluar la producción de hidrógeno y biocombustibles con la metodología de gasificación de biomasa, utilizando el software de modelado y simulación Aspen Plus. • Se ha demostrado que la gasificación de biomasa en reactores de lecho fluidizado representa una alternativa viable y sostenible para la generación de combustibles con bajo impacto ambiental. Los resultados obtenidos muestran que la eficiencia del proceso está altamente influenciada por variables operativas clave, tales como la temperatura, la relación de oxígeno (ER) y la relación vapor/biomasa (S/B), las cuales afectan directamente la composición y el rendimiento del gas de síntesis. Un mayor ER permite alcanzar temperaturas más elevadas, lo que favorece la reducción de alquitrán, aunque también puede disminuir el contenido de H₂ y CO en el gas, reduciendo su poder calorífico. Por otro lado, un incremento en la relación S/B promueve reacciones como el reformado con vapor y el desplazamiento del gas de agua, lo que aumenta la producción de H₂ y mejora la calidad del gas, aunque un exceso de vapor puede reducir la temperatura del reactor. Por lo tanto, para la producción de gas de síntesis es recomendable una temperatura moderada – alta, junto con valores intermedios en las variables operativas. • El análisis comparativo con modelos de equilibrio termodinámico ha permitido identificar las limitaciones impuestas por el modelo empírico en las reacciones de gasificación, estableciendo diferencias en la conversión de reactivos y en la composición final del gas producido. Asimismo, se ha observado que el modelo realizado en condiciones de equilibrio presenta resultados ligeramente mejores en cuanto a la producción de gas y disminución de alquitrán, debido a que se alcanza el máximo teórico por la suposición de condiciones ideales sobre la conversión. Sin embargo, este resultado no es realista. También, el estudio de sensibilidad ha permitido determinar las temperaturas autotérmicas del sistema, identificando los puntos óptimos de operación para maximizar la producción de syngas. Como propuesta de trabajo futura, se propone el desarrollo de un modelo de simulación basado en un enfoque cinético para representar con mayor precisión los procesos posteriores de gasificación de char, reacciones de oxidación y de reformado, que incorpore ecuaciones de velocidad dependientes de la temperatura, la composición y la presión parcial de los reactivos. 66 6. Referencias [1] International energy agency (IEA). World energy outlok of 2024. Web [2] Red Eléctrica Española (2023). Informe anual del sistema eléctrico. Documento [3] Wyczykier, G. (2022). Senderos de la transición energética: el hidrógeno verde en la era del cambio climático. Revista Temas Sociológicos, (31), 453-484. Artículo [4] Díez, G. E. (2017). 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