Aplicaciones agroenergéticas con maderas cultivadas
y oportunidades preliminares de mercado

Juan Fernando Pérez Bayer

Gloria Lucía Ramírez Córdoba

—editores académicos—

Laura Suárez Hernández

Catherine Johana Rincón Maya

Hernán Esteban Díez Echeverri

Keily Andrea de la Hoz Cartagena

Rolando Barrera Zapata

Manuel Raúl Peláez Samaniego

Investigación / Ingeniería

Editorial Universidad de Antioquia®

Colección Investigación / Ingeniería

© Juan Fernando Pérez Bayer, Gloria Lucía Ramírez Córdoba, Laura Suárez Hernández, Catherine Johana Rincón Maya, Hernán Esteban Díez Echeverri, Keily Andrea de la Hoz Cartagena, Rolando Barrera Zapata, Manuel Raúl Peláez Samaniego

© Editorial Universidad de Antioquia®

ISBNe: 978-958-714-879-4

Primera edición: abril del 2019

Hecho en Colombia / Made in Colombia

Editorial Universidad de Antioquia®

(574) 219 50 10

editorial@udea.edu.co

http://editorial.udea.edu.co

Apartado 1226. Medellín, Colombia

Esta obra hace parte del grupo de textos seleccionados en la Convocatoria de publicación de libros derivados de procesos de investigación en la Universidad de Antioquia, un proyecto de la Editorial Universidad de Antioquia para apoyar la difusión de la investigación universitaria. La investigación en la que se basa fue desarrollada por los autores como miembros del Grupo de Investigación en Manejo Eficiente de la Energía (gimel) de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Antioquia.

Los autores

Laura Suárez Hernández

Ingeniera química y magíster en Ingeniería de la Universidad de Antioquia.

Catherine Johana Rincón Maya

Ingeniera industrial de la Universidad de Antioquia.

Hernán Esteban Díez Echeverri

Ingeniero mecánico y magíster en Ingeniería con énfasis en aprovechamiento energético de la biomasa. Miembro del Grupo de Investigación en Manejo Eficiente de la Energía (gimel), adscrito a la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Antioquia.

Keily Andrea de la Hoz Cartagena

Ingeniera mecánica de la Universidad de Antioquia. Actualmente (2018) realiza sus estudios de maestría en Ingeniería con énfasis en energética en la misma universidad. Pertenece a la línea de investigación de aprovechamiento energético de la biomasa del Grupo de Investigación en Manejo Eficiente de la Energía (gimel).

Rolando Barrera Zapata

Ingeniero químico, magíster en Ciencias Químicas y doctor en Ingeniería. Profesor en la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Antioquia, donde coordina el Grupo de Investigación ceres Agroindustria & Ingeniería, adscrito al Departamento de Ingeniería Química.

Manuel Raúl Peláez Samaniego

Ingeniero mecánico de la Universidad de Oriente, Santiago de Cuba, máster en Planeamiento de Sistemas Energéticos (unicamp, Campinas, SP, Brasil), Ph. D. en Biological and Agriculture Engineering (Washington State University-wsu, Pullman, wa, usa) y posdoctorado también en wsu. Es exbecario Fulbright y del Global Sustainable Electricity Partnership (gsep). Se desenvuelve en áreas de planificación y gestión energética, así como en procesos químicos y termoquímicos para obtener energía y bioproductos a partir de biomasa lignocelulósica. Actualmente es profesor principal de la Facultad de Ciencias Químicas de la Universidad de Cuenca (Cuenca, Ecuador).

Gloria Lucía Ramírez Córdoba

Ingeniera administradora de la Universidad Nacional de Colombia sede Medellín, especialista en Finanzas Corporativas de la Escuela de Ingeniería de Antioquia (eia) y Ph. D. en Contabilidad y Finanzas por la Universidad de Zaragoza, España. Actualmente es profesora en el Departamento de Ingeniería Industrial de la Universidad de Antioquia, se desenvuelve en el área financiera y hace parte del Grupo de Investigación en Innovación y Gestión en Cadenas de Abastecimiento (incas).

Juan Fernando Pérez Bayer

Ingeniero mecánico de la Universidad Nacional de Colombia sede Medellín. Recibió el título de Ph. D. en Ingeniería Energética y Fluidomecánica por la Universidad de Valladolid y en esta misma universidad realizó estudios de posdoctorado en Nuevos combustibles y procesos termoquímicos asociados a la biomasa como recurso renovable. Actualmente es profesor titular del Departamento de Ingeniería Mecánica de la Universidad de Antioquia, hace parte del Grupo de Investigación en Manejo Eficiente de la Energía (gimel) y coordina la línea de procesos termoquímicos de combustibles sólidos y aprovechamiento energético de la biomasa.

Agradecimientos

Los autores agradecen la financiación del proyecto de investigación “Estrategias de integración de la madera plantada en Colombia en conceptos de biorrefinería termoquímica: análisis termodinámico y caracterización de bioproductos (prg 2014-1016)”, por parte del Comité para el Desarrollo de la Investigación (codi) de la Universidad de Antioquia, aprobado en la Convocatoria Programática Ingeniería y Tecnología 2014-2015 de 2014.

También agradecen a las siguientes dependencias de la Universidad de Antioquia: Vicerrectoría de Investigación, Centro de Investigaciones Ambientales y de Ingeniería de la Facultad Ingeniería y al Grupo de Investigación en Manejo Eficiente de la Energía (gimel) de la Facultad de Ingeniería por el apoyo técnico y administrativo brindado durante el desarrollo del proyecto.

Introducción

Colombia es uno de los países con mayor cobertura forestal en América Latina, esto lo consolida como uno de los países con alto desarrollo forestal-industrial en América Latina y el Caribe [1]. A medida que crece la industria y aumenta la población, se dispone de mayor cantidad y variedad de equipos, procesos y máquinas que requieren energía, lo cual genera un aumento del consumo y dependencia de los combustibles fósiles [2]. Sin embargo, en los últimos años se han presentado otras amenazas que afectan el modelo económico basado en este tipo de combustibles, como son el aumento de la demanda de los combustibles fósiles desde economías emergentes, la incertidumbre en el precio o en el suministro y los crecientes conflictos geopolíticos con claros fundamentos de control energético (gas y petróleo). A la par, se observa un alto interés a escala global por reducir las emisiones provocadas por los gases procedentes de la combustión de este tipo de combustibles [3]. Por estas razones, existe la necesidad de reducir la dependencia de los combustibles fósiles, mediante el desarrollo de energías alternativas y nuevas materias primas renovables, que permitan reducir las emisiones de gases contaminantes y asegurar la cadena de suministro energético bajo criterios de sostenibilidad [3].

Una de las alternativas a los combustibles fósiles para mitigar los impactos medioambientales del modelo económico actual es el empleo de biomasa forestal proveniente de plantaciones forestales comerciales. La biomasa forestal es un material que se adapta a las necesidades de competitividad y sostenibilidad energética, pues presenta un gran número de ventajas: 1) es una materia orgánica que se origina por procesos biológicos; 2) contribuye a la disminución de gases de efecto invernadero y 3) sirve como fuente energética y materia prima para la obtención de otros productos de la industria química [3]. De esta forma, el uso de la biomasa forestal puede contribuir a la diversificación de la canasta energética y reducir la dependencia de los combustibles fósiles.

La industria forestal deja residuos entre el 30 y el 50 % de la biomasa forestal inicial, por lo que puede ser utilizada como recurso energético, y puede ser explotada en sistemas de biorrefinería. La integración de las plantaciones forestales comerciales colombianas en conceptos de biorrefinería no solo aporta a la matriz energética nacional, sino que además contribuye a mejorar los aspectos sociales, ambientales y técnicos de las áreas rurales, incluidas las zonas no interconectadas (zni). Teniendo en cuenta el potencial silvicultural del país, la investigación en biorrefinerías ha cobrado vigencia en el último tiempo, de cara a contribuir al desarrollo energético y a obtener productos químicos basados en criterios sostenibles [4-6].

El concepto de biorrefinería abarca una amplia gama de tecnologías, capaces de separar los recursos de biomasa (madera, pastos, semillas, etc.) en sus componentes básicos (carbohidratos, proteínas, triglicéridos), los cuales se pueden transformar en productos de valor agregado, como bioenergía, biocombustibles y productos químicos, considerados como soluciones alternativas al mundo pospetroquímico [7]. Los procesos más utilizados en el procesamiento de biomasa son el enfoque metabólico para la producción de etanol, biocombustibles y bioproductos [8]; así como la transformación termoquímica para la producción de biogás de síntesis (biosingás) para ser utilizado como materia prima en la producción de biocombustibles líquidos y productos químicos [6].

Entre los principales procesos termoquímicos para el aprovechamiento energético de la biomasa se encuentran la pirólisis, la gasificación y la combustión, los cuales permiten obtener gases combustibles, bioaceite de pirólisis, biocarbones, energía térmica o eléctrica, o materias primas para la producción de combustibles líquidos o productos químicos.

Existen varias tecnologías para llevar a cabo el proceso de gasificación; las más utilizadas son la gasificación en lecho fijo, en lecho fluidizado y en lecho arrastrado. Varios autores sugieren realizar algunos pretratamientos a la biomasa antes de ingresar al gasificador con el fin de mejorar sus propiedades y, por tanto, mejorar la eficiencia del proceso, ya que la biomasa (madera) se caracteriza generalmente por tener baja densidad energética y altos contenidos de humedad y de oxígeno [9-11]. La torrefacción es uno de los pretratamientos más destacados no solo para gasificación, sino también para otros procesos, debido a que reduce la humedad, incrementa el poder calorífico y da mayor estabilidad en propiedades requeridas para su almacenamiento [9-11].

En esta obra se evalúan técnicamente diferentes estrategias de integración de madera plantada en Colombia, utilizando aplicaciones agroenergéticas mediante procesos termoquímicos; se caracterizan especies forestales de rápido crecimiento como biocombustible sólido, cuyas especies son usadas en el país en procesos de cocción [12]; se evalúa el efecto de la torrefacción de la madera proveniente de especies forestales promisorias, como método de mejora de la calidad y el desempeño termoquímico de la biomasa; se caracteriza energéticamente el proceso de gasificación de especies forestales en la transformación previa de biomasa a combustibles líquidos y productos químicos [13]; adicionalmente, se caracteriza físicoquímicamente y de acuerdo con sus usos potenciales el biocarbón producido mediante oxidación parcial autotérmica en lecho fijo de especies forestales; por último, se desarrolla un análisis preliminar de las oportunidades de mercado de la bioenergía y los bioproductos considerados, analizando la oferta y la demanda de estos a nivel nacional e internacional. En este sentido, el libro busca contribuir con ideas sobre los métodos que se pueden emplear en Colombia para un aprovechamiento adecuado de los residuos de la industria forestal maderera y proponer estrategias que permitan llevar a cabo dicho aprovechamiento.

Capítulo 1. Caracterización de biomasa forestal usada para cocción en regiones rurales de Colombia

Hernán Esteban Díez Echeverri, Gloria Lucía Ramírez Córdoba, Juan Fernando Pérez Bayer

Introducción

El consumo de biomasa en países en desarrollo tiene un papel fundamental para satisfacer la demanda energética [14]; según datos de la Organización Mundial de la Salud (oms), a nivel mundial cerca de 3000 millones de personas cocinan y calientan sus hogares con sistemas abiertos en los que queman biomasa o carbón. Los patrones de consumo de leña están asociados a factores socioeconómicos, tales como bajos ingresos, tradiciones y facilidad de obtención de la biomasa (leña) [15].

En Colombia, entre el 15 y el 20 % de la población depende de la biomasa como principal combustible para la cocción de alimentos, lo que indica que alrededor de 1,6 millones de hogares diariamente enfrentan la necesidad de obtener leña para sus procesos de cocción [16], realizados comúnmente en un fogón tradicional de tres piedras [17]. A pesar de la relevancia ambiental, social y de salud pública de este tipo de combustible, los datos sobre consumo de leña para cocción en Colombia no son confiables, debido a que esta no es representativa en el balance energético nacional [18].

El consumo descontrolado de biomasa para suplir algunas necesidades básicas en los hogares ha ocasionado problemas como la destrucción de algunos relictos de bosques, la contaminación del aire al interior de las viviendas, algunos problemas de salud, entre otros. En un estudio realizado en el departamento de Antioquia, se identificó que en la región comprendida entre los municipios de Abejorral, Argelia, Nariño y Sonsón el consumo de leña per cápita es de ~5,5 kg/día [14].

Una explicación a los altos niveles de consumo de leña es la tecnología utilizada para la cocción de los alimentos, debido a que los fogones tradicionales (de tres piedras) presentan mayor consumo en comparación con las estufas mejoradas [19] y generan mayor cantidad de emisiones contaminantes. La eficiencia es comúnmente medida con la prueba de ebullición de agua (Water Boiling Test, wbt), y se ha encontrado que la eficiencia de los fogones tradicionales puede ser inferior al 10 % [20], mientras que las estufas mejoradas basadas en gasificación pueden alcanzar eficiencias superiores al 30 % [21].

El uso de leña a fuego abierto deteriora la calidad del aire, debido a emisiones de material particulado muy fino (PM10 y PM2.5), lo que a su vez genera impactos en la salud humana, principalmente en niños, mujeres y adultos mayores [17, 22, 23]. La oms afirma que cada año mueren prematuramente más de cuatro millones de personas por enfermedades atribuibles a la contaminación del aire en los hogares, como consecuencia del uso de combustibles sólidos para cocinar con sistemas tradicionales. En Centroamérica, alrededor de 37.000 personas mueren prematuramente debido a la exposición al aire contaminado al interior de las casas por procesos de combustión de leña [24].

Según el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, en el área rural de Colombia es común el uso de biomasa, principalmente leña, como combustible para cocción, y las condiciones de uso y la exposición al humo producido se han asociado con el desarrollo de la enfermedad respiratoria crónica en el país [18, 25].

Asimismo, según el Banco Mundial para Colombia, el costo medio anual estimado por impactos en la salud a causa de la contaminación del aire en regiones rurales, asociada al consumo de combustibles tradicionales, principalmente leña, fue de 1129 millones de pesos colombianos en el año 2010 [25]. Teniendo en cuenta que las poblaciones más afectadas por el uso inadecuado de leña son regiones con baja densidad poblacional (alrededor de 9,7 habitantes por km2) [26] y que la ubicación geográfica puede dificultar el cambio de la leña por combustibles menos contaminantes como el gas natural o la electricidad, se hace necesario promover el uso de leña en sistemas avanzados de cocción de mayor eficiencia. Por ejemplo, las estufas basadas en gasificación (tlud, top-lit updraft cookstoves) son de alta eficiencia y consecuentemente consumen menor cantidad de biomasa, lo que disminuye las emisiones contaminantes al interior de los hogares [27, 28].

Como punto de partida para el desarrollo de estufas avanzadas de alta eficiencia, en este capítulo se realiza una caracterización fisicoquímica de algunas especies forestales plantadas en Colombia, donde la madera residual producto del manejo y aprovechamiento de las plantaciones es utilizada como leña por las comunidades asentadas alrededor de estos proyectos.

Algunas regiones rurales de Colombia que emplean leña para cocción

El bajo ingreso económico de la población rural es uno de los factores más influyente en el consumo de leña [15]. Además, el consumo de leña se asocia a otros aspectos socioeconómicos, como tiempo de recolección de leña, número de habitantes por vivienda y dificultades para el acceso a otros energéticos (electricidad, gas natural y queroseno) [29, 30]. En Colombia, el Departamento Nacional de Estadística (dane) tiene estimativos de la pobreza y de las necesidades básicas insatisfechas (nbi), las cuales están relacionadas con los ingresos de las familias. La información para la caracterización socioeconómica fue tomada de las bases de datos y encuestas realizadas por el dane y la información presentada por las Corporaciones Autónomas Regionales (car) [31-33].

Los aspectos socioeconómicos que más se relacionan con el consumo de leña en los departamentos de Antioquia, Córdoba y Putumayo se muestran en la tabla 1.1. De acuerdo con el dane, el consumo de leña en zonas rurales de Colombia es aproximadamente de 6,09 kg/día per cápita y la población utiliza, en promedio, 1:30 (hh:mm) para labores como la recolección de leña y agua [29].

Cerca de la mitad de la población en zonas rurales del departamento de Córdoba consume leña, además este departamento tiene un mayor índice de pobreza y de nbi que Antioquia y Putumayo, lo cual da una idea del bajo ingreso económico en la población que, según Komala y Prasad [15], es uno de los principales factores para el consumo de leña.

En el caso de Putumayo, el 34 % de la población rural utiliza leña como combustible, principalmente porque el departamento no cuenta con gas natural, por lo que los habitantes utilizan otras fuentes, como la biomasa, para suplir sus necesidades energéticas. En Antioquia, el 38 % de la población rural utiliza leña para cocción (tabla 1.1).

Tabla 1.1 Condiciones socioeconómicas de los departamentos de Córdoba, Antioquia y Putumayo en zonas rurales

Condiciones socioeconómicas

Córdoba

Antioquia

Putumayo

Promedio habitantes por vivienda

4,1

3,4

3,4

Estimación de pobreza (%)

51

29,4

44,3

Necesidades básicas insatisfechas (%)

76,6

47,5

46,2

Consumo de leña (% de la población)

48

38

34

Fuente: la información fue adaptada de la encuesta de calidad de vida en 2013 (ecv–dane) en regiones rurales de Colombia.

Las especies forestales usadas como leña para cocción caracterizadas en este capítulo son Pinus patula (pp), Eucalyptus grandis (eg), Guazuma ulmifolia (gu) y Cordia alliodora (ca). Cornare [32] recomienda el eg para cultivos dendroenergéticos en el departamento de Antioquia y para aplicaciones en cocción, y las especies pp, gu y ca son reconocidas por la población como combustible para cocción en las regiones rurales del país [31].

En cuanto a las variables silviculturales, los principales parámetros son el área plantada o regenerada, que se traduce en la disponibilidad de la especie en la región; el incremento medio anual (ima, m3/ha/año) y el turno o tiempo de cosecha (años).

Selección y pruebas de caracterización de la biomasa

Las muestras de biomasa (madera) recolectadas se caracterizaron químicamente por medio de análisis próximo, último y termogravimétrico, y se analizaron variables físicas como densidad de partícula, densidad aparente, factor de empaquetamiento (pf) y esfericidad. Por último, las muestras de biomasa forestal fueron comparadas con combustibles fósiles (tradicionales para cocción en Colombia) con respecto a emisiones de CO2 y volumen equivalente de combustible.

Propiedades de las biomasas forestales

Las muestras de biomasa forestal (troncos de ~15 cm de diámetro y ~70 cm de longitud) fueron astilladas en una astilladora Bandit 95XP® y luego secadas al ambiente durante una semana. Una fracción de cada muestra fue molida y tamizada a través de una malla número 60 con el fin de realizar los análisis fisicoquímicos de las muestras secas a 105 ºC por 24 h.

Caracterización química

Las muestras de biomasa fueron analizadas mediante análisis próximo en una balanza TGA Q50®, siguiendo una versión modificada de la norma astm d 5142 propuesta por Medic et al. [34]. El análisis último fue realizado en un equipo TruSpec Micro® Leco (C, H, N, S) siguiendo la norma astm d 5373-08, y el oxígeno presente en las muestras fue estimado por diferencia. El poder calorífico fue determinado usando una bomba colorimétrica (6100 Compensated Jacket Calorimeter®, de la Parr Instrument Company) por medio del método astm E 144-14, y el poder calorífico inferior (pci) fue estimado por medio de la ecuación 1.1 [35]. La descomposición termogravimétrica fue realizada en atmósfera inerte hasta 600 ºC a 10 ºC/min, de acuerdo con el método propuesto por Poletto [36], con el fin de analizar la estabilidad térmica de cada especie de biomasa forestal.

PCIbs = PCSbs - 2260 × Humbs - 20300 × Hbs

(1.1)

Donde PCSbs (kJ/kg) es el poder calorífico superior en base seca (bs), Humbs es el contenido de humedad de la muestra (g/g), y Hbs es el contenido de hidrógeno en base seca (g/g).

Índice de calidad del combustible

El índice de calidad del combustible (fvi, Fuel value index) provee una cuantificación de la calidad de la biomasa como biocombustible sólido; diferentes investigaciones han utilizado este índice para comparar la calidad de los combustibles sólidos (leña, arbustos, carbones, etc.) [37]. El fvi es definido como el producto del pci (kJ/kg) y la densidad aparente de la biomasa (kg/m3), divido por el producto del contenido de ceniza (AC, g/g) y la humedad (MC, g/g) (ver ecuación 1.2). Este parámetro representa una densidad energética de la biomasa corregida por los contenidos de humedad y de ceniza.

(1.2)

Caracterización física

Densidad de partícula y aparente

La densidad de partícula de la biomasa fue estimada por medio del método de inmersión en aceite utilizado por Lenis y Pérez [38] (ver ecuación 1.3), en el que la densidad de partícula (pp, kg/m3) es igual a la masa de la partícula (mp, g) dividida por la suma del volumen de la partícula (Vp, cm3) y el volumen de aceite absorbido por la partícula (Vaceite, cm3). Por su parte, el volumen de aceite absorbido por la partícula fue estimado por medio de la definición de densidad (ver ecuación 1.4), en la que maceite (g) es la masa de aceite retenido por la partícula de biomasa, y la densidad del aceite (paceite, kg/m3) debe ser conocida. La densidad aparente fue determinada mediante el método descrito por Lenis y Pérez [38].

(1.3)

(1.4)

Factor de empaquetamiento (pf) y esfericidad

El pf es definido como la relación entre la densidad aparente y la densidad de partícula (ver ecuación 1.5). La esfericidad es una medida que compara las partículas de biomasa con una esfera equivalente; esta medida fue estimada de acuerdo con la ecuación 1.6 [39]. Ambos parámetros brindan información del “acomodamiento” de las partículas de biomasa en lechos empacados [38].

(1.5)

(1.6)

Donde Vp (cm3) es el volumen de la partícula característica, el cual se puede estimar utilizando la densidad de partícula que se muestra en la ecuación 1.7:

(1.7)

Donde mc (g) es la masa característica que puede ser estimada mediante la distribución Rosin-Rammler, y ρp (kg/m3) es la densidad de partícula. Para el caso de las astillas, se puede asumir que tienen forma de paralelepípedo [38] y, por lo tanto, el volumen de la partícula es función de la longitud de los lados Vp (d1, d2, d3). Donde d1 es la longitud característica (λ), y es estimada utilizando la distribución de Rosin-Rammler [40]; d2 es el espesor de la astilla, que fue obtenido estadísticamente, y d3 es el ancho de la partícula, que se estima mediante la ecuación 1.8. Por lo tanto, las longitudes de las astillas quedan completamente determinadas.

(1.8)

Emisiones evitadas al reemplazar combustibles fósiles por biomasa forestal

Los combustibles fósiles normalmente usados en Colombia para cocinar son el gas natural, el gas licuado de petróleo (glp) y el queroseno [41]. Protásio et al. [42] presentan un método de comparación entre combustibles fósiles y biomasa lignocelulósica, el cual supone combustión completa y utiliza la ecuación 1.9.

(1.9)

Donde CO2,ret es la masa de CO2 (kg) que se evitaría emitir al ambiente si se reemplaza un combustible fósil por biomasa; EqVff (m3) es el volumen equivalente de combustible fósil a 1 m3 de biomasa forestal en aplicaciones energéticas, estimado mediante la ecuación 1.10, y FE (kg CO2/L) es el factor de emisiones del combustible fósil (gas natural, glp, queroseno, etc.). El método asume que el FE de la biomasa no es significativo, ya que la planta retiene CO2 durante su crecimiento y es retornado al ambiente a través de la conversión termoquímica de la biomasa (procesos de combustión, gasificación, o pirólisis) [42].

(1.10)

Donde Ebiomasa (kJ) es la energía liberada por 1 m3 de biomasa, y DEff (kJ/m3) es la densidad energética, que es el producto entre el pci (kJ/kg) y la densidad del combustible fósil (kg/m3). En la tabla 1.2 se presentan las principales propiedades de los combustibles fósiles.

Tabla 1.2 Propiedades de los combustibles fósiles

Combustible fósil

pci

(kJ/kg)

Densidad

(kg/m3)

EDff

(MJ/m3)

FE

(kg CO2/L)

Gas naturala

50100

0,654

32,765

0,019

Queroseno

43095b

810c

34,907

2,5

glpd

49000

0,559

0,0274

1,656

Fuente: adaptado de: Protásio et al. [42] (a), Smoot et al. [43] (b), Elert [44] (c) y World Nuclear Association [45] (d).

Características de la biomasa forestal como biocombustible

Propiedades de las especies forestales

Propiedades fisicoquímicas

Los resultados de los análisis próximo y último se encuentran en la tabla 1.3, en la cual se observa que el contenido de carbón del eg es significativamente más alto que las otras tres muestras, y el contenido de hidrógeno de todas las especies se encuentra entre 5,8 y 6,2 %. El pp tiene un mayor contenido de oxígeno (46,3 %) y fue la única especie en la que se detectó nitrógeno (0,3 %), por lo que se puede concluir que todas las muestras presentan bajo contenido de nitrógeno, lo que las hace adecuadas para procesos de gasificación. Los resultados presentados para los análisis último y próximo coinciden con composiciones reportadas en la literatura [46-48], es decir, presentan poca diferencia en cuanto a la composición, las cuales se deben a factores como clima, condiciones del suelo, edad de la planta, etc. [49]. El contenido de humedad de las muestras de biomasa estudiadas es cercano al 10 %, lo que indica que son adecuadas como materia prima para procesos termoquímicos, en los que se recomienda que el contenido de humedad sea inferior al 25 % wt [50]. Además, todas las biomasas estudiadas tienen alto contenido de material volátil (> 80 %), lo que favorece la disminución de la temperatura de ignición de la biomasa, haciéndola más reactiva [51]. Del análisis próximo se observa que todas las muestras de biomasa tienen un contenido de ceniza inferior al 2 %, aunque con ciertas diferencias entre las especies estudiadas. De acuerdo con la literatura, un alto contenido de material volátil y un bajo contenido de ceniza son favorables para los procesos de pirólisis, gasificación y combustión de biocombustibles sólidos [49, 52].

En cuanto a las propiedades físicas (ver tabla 1.3), las especies de eg y pp tienen mayor densidad aparente que gu y ca; sin embargo, su pf es menor (eg: 0,303 y pp: 0,293) comparado con gu (0,363) y ca (0,420). Un alto pf puede favorecer un mejor acomodamiento de las astillas en el lecho [53], por lo que gu y ca podrían presentar un mejor “arreglo” dentro de gasificadores de lecho fijo. Los resultados obtenidos coinciden con lo presentado por Lenis y Pérez [38], donde la esfericidad y el pf para las astillas de madera son 0,76 y 0,38, respectivamente.

Tabla 1.3 Caracterización fisicoquímica de las biomasas estudiadas

Biomasa forestal

gu

ca

eg

pp

Análisis último (%wt)a

C

49,1 (0,7)

49,2 (0,2)

51,0 (0,2)

47,2 (0,6)

H

5,8 (0,2)

5,8 (0,1)

6,1 (0,1)

6,2 (0,1)

N

n. d.

n. d.

n. d.

0,3 (0,01)

Ob

45,1 (0,5)

45,0 (0,1)

42,9 (0,3)

46,3 (0,4)

Análisis próximo (%wt)c

Material volátil

80,92

81,75

81,66

84,11

Carbono fijo

17,28

16,72

17,17

15,49

Contenido de ceniza

1,80

1,53

1,17

0,40

Humedad (%wt)

7,99

7,41

10,28

8,55

Propiedades físicas

Densidad aparente (kg/m3)

138,26 (1,70)

169,70 (2,50)

221,83 (4,11)

196,42 (3,66)

Densidad de partícula (kg/m3)

381 (71)

404 (42)

734 (36)

670 (56)

pf (-)

0,363 (0,072)

0,420 (0,050)

0,303 (0,020)

0,293 (0,030)

Esfericidad (-)

0,70

0,63

0,62

0,72

Propiedades energéticas

pcibs (kJ/kg)

16819 (91)

18157 (38)

17795 (90)

17646 (143)

Análisis último (% w/w): (a) bs, base seca y libre de ceniza; (b) oxígeno calculado por diferencia; (c) análisis próximo en base seca; (n. d.) no detectado (± desviación estándar).

Fuente: elaboración propia.

Las especies pp y gu presentan mayor esfericidad, lo cual, según Lenis et al. [54], permite que la biomasa se acomode mejor en reactores de lecho fijo. Sin embargo, como la biomasa se acomoda de forma aleatoria dentro del gasificador, el acomodamiento es principalmente favorecido por la densidad aparente y la de partícula [54]. Además, si el pf aumenta, la temperatura del proceso de gasificación en lecho fijo también aumenta debido a la menor penetración de la radiación en la biomasa sólida, esto se debe a mayores cantidades de biomasa en el proceso de reacción. Una mayor temperatura de reacción favorece los procesos de gasificación (formación de hidrógeno y de monóxido de carbono) [55, 56].

Parámetros energéticos

La especie eg presentó la mayor densidad energética; esto se debe principalmente a que tiene una densidad aparente mayor (221,83 kg/m3). Sin embargo, el pp tiene un mayor fvi, lo que se atribuye a su bajo contenido de ceniza (0,41 %). Este resultado indica el potencial del pp como biocombustible en zonas donde el cultivo no compita con la agricultura (ver figura 1.1). Las especies ca y gu presentaron menores densidades energéticas y menor fvi, debido a su menor densidad aparente y a mayor contenido de ceniza [57]. Protásio et al. [42] reportaron valores similares para la densidad energética de biomasas lignocelulósicas en Brasil (~3600 MJ/m3).

Figura 1.1 Índice de calidad de la leña y densidad energética

Fuente: elaboración propia.

Estabilidad térmica

La figura 1.2 muestra que las cuatro especies de biomasa estudiadas presentan diferencias poco significativas en su degradación térmica, lo que coincide con el análisis próximo, ya que el contenido de material volátil es muy similar para las especies estudiadas (alrededor del 80 %). Para el caso de eg y de pp se observa una inflexión entre 250-300 ºC, la cual es atribuida a la descomposición de la hemicelulosa [58].

Figura 1.2 Curva de análisis térmico diferencial de las cuatro especies de biomasa

Fuente: elaboración propia.

Las especies gu y ca alcanzaron el pico de máxima descomposición asociado a la descomposición de la celulosa, a menores temperaturas (324 y 334 ºC, respectivamente) con respecto a pp y a eg (ambos cerca de 345 ºC). Los resultados obtenidos concuerdan con trabajos previos [59]. La lignina inicia la descomposición entre 200-600 ºC y su tasa de descomposición es menor que la de la celulosa y la hemicelulosa [60]; por lo tanto, se dificulta identificar la degradación de la lignina debido a su amplio rango. Sin embargo, se concluye que las especies más reactivas en este proceso de descomposición térmica son el gu y el ca, lo cual se atribuye a la menor densidad de estas dos especies e indica que sus paredes celulares están menos compactas.

Energía y emisiones de la biomasa con respecto a combustibles fósiles

Al comparar la biomasa forestal (maderas usadas como leña) con un combustible fósil líquido para cocción como el queroseno, se encontró que un metro cúbico (m3) de biomasa podría reemplazar entre 67 y 113 litros de queroseno (ver tabla 1.4), y se evitaría emitir entre 111 y 187 kg de CO2 al ambiente. El gu, al tener un poder calorífico menor que las otras especies, es la leña que menor cantidad de combustible fósil puede reemplazar, mientras que el eg es la especie que mayor potencial tiene para sustituir algún combustible fósil debido a su mayor contenido energético. Los resultados anteriores coinciden con hallazgos presentados en trabajos previos [42], en los que se reporta que eg y pp podrían reemplazar 116,7 y 104 m3 de gas natural, respectivamente.

Tabla 1.4 Comparación de volumen equivalente y emisiones entre leña y combustibles fósiles

Volumen equivalente de combustibles fósiles para 1 m3 de biomasa

Combustible

gu

ca

eg

pp

Gas natural (m3)

71,0

94,0

120,5

105,8

glp (m3)

22,7

30,0

38,4

33,8

Queroseno (litros)

67,0

88,0

113,0

99,0

CO2 retenido si se usa biomasa en lugar de los combustibles fósiles (kg)

Gas natural

1364

1807

2315

2033

glp

142

189

242

212

Queroseno

111

146

187

164

Fuente: elaboración propia.

Si se tiene en cuenta que la biomasa utilizada para cocción no suele ser transportada grandes distancias, ya que es utilizada en la misma región donde se recoge [42], y que normalmente no se utilizan equipos que consuman combustibles fósiles para su recolección [61], es posible afirmar que la biomasa tiende a ser un combustible con emisiones neutras, ya que durante su crecimiento las plantas absorben CO2 por el proceso fotosintético [42]. Por lo tanto, al reemplazar gas natural por un metro cúbico de eg, se podría evitar emitir hasta 2315 kg de CO2 a la atmósfera.

Conclusiones

Los patrones de consumo de leña están relacionados principalmente con bajos ingresos económicos, facilidad de obtención de biomasa y tradiciones, por eso esta es una de las principales fuentes de energía para cocción en zonas rurales. Los habitantes de las regiones estudiadas requieren soluciones para el uso de biomasa forestal en sistemas de mayor eficiencia que no afecten su salud, que reduzcan los impactos ambientales asociados al consumo de este energético renovable y mitiguen la deforestación.

En general, se observó que las especies forestales caracterizadas tienen estructuras químicas similares (análisis último y próximo), lo cual puede ser corroborado mediante el análisis termogravimétrico (tga), que presenta ligeras diferencias en la tasa y en la temperatura inicial de devolatilización, en las que gu tiende a reaccionar a una temperatura más baja, 230 ºC, mientras que pp tiende a reaccionar a 242 ºC. Los resultados muestran que las especies estudiadas son adecuadas para procesos termoquímicos como la gasificación, ya que tienen alto contenido de material volátil (> 80 %) y bajo contenido de ceniza (< 2,0 %). La especie con mayor potencial como combustible para cocción puede ser el pp, ya que su índice de calidad de combustible es alto debido a su bajo contenido de ceniza (0,4 %).

Con respecto a la caracterización física, el eg y el pp poseen la mayor densidad aparente, 221,83 m3/kg y 196,42 m3/kg, respectivamente, lo que deriva en que estas biomasas posean una densidad energética mayor, favoreciendo su potencial para el aprovechamiento energético. Sin embargo, el gu y el ca tienen un mayor pf (0,363 y 0,420, respectivamente), lo que favorece procesos de transformación termoquímica como la gasificación de lecho fijo.

El consumo de leña en estufas mejoradas o ecoeficientes, como las basadas en gasificación, puede contribuir a mejorar la calidad de vida de las personas que cocinan con leña y a reducir el impacto en el medio ambiente que genera el uso de leña en sistemas ineficientes. Además, se destaca que 1 m3 de leña podría reemplazar 113 l de queroseno o 120 m3 de gas natural en aplicaciones energéticas, lo que evita la emisión de 248 kg o 2315 kg de CO2, respectivamente.

Capítulo 2. Torrefacción como método de mejora de la biomasa para aplicaciones energéticas

Laura Suárez Hernández, Keily Andrea de la Hoz Cartagena, Manuel Raúl Peláez-Samaniego, Juan Fernando Pérez Bayer

Introducción

La biomasa como fuente de energía presenta características que la destacan como una alternativa energética que mitiga la problemática ambiental causada por el uso de combustibles fósiles [11]. Sin embargo, esta presenta propiedades que la ponen en desventaja frente a otros combustibles, como el carbón, debido a su alto contenido de oxígeno, baja densidad aparente, bajo poder calorífico, naturaleza hidrófila y alto contenido de humedad [9-11, 62, 63]. Por esta razón, es importante plantear vías que permitan aumentar la calidad de la biomasa como biocombustible sólido, entre las cuales se destaca la torrefacción como uno de los pretratamientos más utilizados [9].

La torrefacción es considerada una pirólisis parcial de la biomasa que se lleva a cabo a presión atmosférica en atmósfera inerte, a temperaturas entre 200-300 °C. Este proceso de pretratamiento térmico mejora las propiedades de la biomasa como un biocombustible con mejores especificaciones energéticas [62], ya que la humedad disminuye y los compuestos ligeros son liberados; esto presenta ventajas como el aumento energético por intensificación del poder calorífico y la reducción de las relaciones O/C y H/C de la composición química, lo que produce un material hidrofóbico con mayor facilidad para triturar y almacenar [16, 18, 64, 65].

Varios autores abordan de forma experimental o por simulación el estudio de este proceso de mejora (upgrading) de la calidad de la biomasa como biocombustible sólido. Ciolkosz y Wallace [66] revisaron el proceso de torrefacción de biomasa para la producción de bioenergía, y destacaron la mayor triturabilidad y la resistencia a la humedad de la biomasa torrefactada como las dos características que le dan más valor a este pretratamiento. Chen y Kuo [67] estudiaron la torrefacción de cuatro especies de biomasa (bambú, sauce, coco y una madera nativa) mediante tga, enfocados en el efecto del contenido de celulosa y hemicelulosa de las biomasas. Consideraron dos temperaturas de torrefacción: 240 y 275 °C, donde la menor temperatura tuvo un efecto significativo sobre la degradación de la hemicelulosa, pero su impacto en la celulosa y en la lignina fue mínimo. Esteves et al. [68] estudiaron la influencia de la torrefacción (180 °C y 210 °C) en los cambios de estructura y composición química de dos maderas (Eucalyptus globulus y Pinus pinaster). Según el estudio, se pudo establecer que la hemicelulosa es el primer componente en degradarse, siendo más evidente en la madera de la especie Eucalyptus globulus que en la especie Pinus pinaster. Phanphanich y Mani [69] investigaron las características y la triturabilidad de astillas de pino y residuos de tala de madera. La torrefacción se llevó a cabo en un horno eléctrico con atmósfera inerte (N2), se utilizaron entre 1 y 1,5 kg de biomasa, que se calentó a una razón de 10 °C/min hasta alcanzar la temperatura de torrefacción (225 °C, 250 °C, 275 °C y 300 °C), la cual se mantuvo por 30 minutos. A los productos torrefactados se les determinó el tamaño y distribución de partículas, densidad, análisis próximo y último. Con la torrefacción, las propiedades de las astillas (madera limpia y residuos de la tala maderera), como el poder calorífico, mejoran significativamente en comparación con la biomasa sin tratar. Gucho et al. [70] estudiaron el efecto de la temperatura de torrefacción (240-300 °C) y el tiempo de residencia (15-150 min) en las propiedades de la madera. Encontraron que los rendimientos másicos y energéticos disminuyen con incrementos en la temperatura y el tiempo de residencia de la torrefacción; además, destacaron que el tiempo de residencia se vuelve importante para temperaturas de torrefacción >280 °C. También encontraron que al incrementar la temperatura y el tiempo de residencia se intensifica el contenido de carbón de las biomasas torrefactadas.

Las propiedades mecánicas de la madera fueron estudiadas por Ibrahim et al. [71], quienes caracterizaron las propiedades fisicoquímicas del material torrefactado (capacidad de trituración, densidad, hidrofobicidad y área superficial). Estudiaron varias especies de maderas (sauce, eucalipto, una mezcla de maderas de roble y abedul y una mezcla de maderas blandas de pino alerce y abeto), a 270 °C y 290 °C, con dos tiempos de residencia (30 y 60 min). Los análisis químicos del sólido torrefactado indican que las relaciones de O/C y H/C disminuyen durante la torrefacción por la pérdida de grupos OH, y aumentan en los grupos C=O en relación con los grupos C-O. El resultado es un material torrefactado más hidrófobo y más fácilmente triturable.

Hay pocos estudios acerca del comportamiento de las especies forestales plantadas en Colombia bajo el proceso de torrefacción. El objetivo de este capítulo es estudiar el impacto de la torrefacción sobre los análisis último y próximo; sobre el poder calorífico y la estabilidad térmica, y sobre productos de la pirólisis en cuatro especies forestales provenientes de plantaciones comerciales. Este análisis busca contribuir al uso sostenible de los cultivos energéticos y residuos forestales en Colombia mejorados mediante torrefacción.

Torrefacción y caracterización de la biomasa

Proceso de torrefacción

El proceso de torrefacción se llevó a cabo en un horno Lindberg Blue® (reactor tipo cuchara con una capacidad aproximada de 3 g de biomasa por lote). El reactor se encuentra descrito en detalle por Wang et al. [72]. Antes de iniciar la prueba, el material se molió (malla 40), utilizando un molino cuchillas, y se secó durante 24 horas a 105 °C. Se evaluaron tres niveles de temperatura para la torrefacción: 200, 250 y 300 °C, y 30 minutos de tiempo de residencia, según trabajos científicos reportados en la literatura [24, 65, 73].

Los rendimientos másico y energético del proceso de torrefacción fueron calculados y usados como indicadores de la degradación de masa y el cambio en el contenido de energía, debido a la torrefacción [74]. Estos parámetros fueron estimados a partir de las ecuaciones 2.1 y 2.2, respectivamente. En estas ecuaciones, mbms y mbms,torr son las masas en gramos de la biomasa no tratada y madera torrefactada, respectivamente, mientras HHVbms y HHVbms,torr son los poderes caloríficos superiores (kJ/kg) de la materia cruda y la materia torrefactada, respectivamente.

(2.1)

(2.2)

La tabla 2.1 muestra la nomenclatura que se asigna para cada biomasa y su condición de torrefacción en el plan experimental.

Tabla 2.1 Nomenclatura para las diferentes especies y condiciones de torrefacción

Tiempo de torrefacción: 30 min.

Fuente: elaboración propia.

Análisis próximo y elemental

La humedad se determinó por pérdida de peso con calentamiento hasta 120 °C en una balanza de humedad Shimadzu MOC-120H®. El análisis elemental se determinó directamente en un equipo de TruSpec Micro® Leco (C, H, O, N, S). El análisis próximo se determinó a partir de tga en el equipo TGA Q500 V20.8 Build 34®.

Poder calorífico

El poder calorífico superior (pcs) se calculó a partir del contenido de C, H y N (carbono, hidrógeno y nitrógeno) de la biomasa en base seca según la correlación derivada por Friedl et al. (ver ecuación 2.3) [75], la cual ha sido usada por varios autores para determinar el poder calorífico de biomasas tanto crudas como torrefactadas [22, 26-28, 76].

PCS = 3,552 - 232C - 2230H + 51,2CH + 131N + 20600

(2.3)

Donde el pcs se encuentra en kJ/kg y C, H, N hacen referencia al porcentaje de masa en base seca del carbono, hidrógeno y nitrógeno, respectivamente.

Análisis de reactividad

En este trabajo se analiza la reactividad mediante el criterio termogravimétrico por temperatura. La temperatura base de reacción (Tbase) es el punto en el que se alcanza un valor de la derivada dtg=1 %mas/min. Las muestras más reactivas corresponderán a las que alcancen el valor base (dtg) a menores temperaturas (Tbase) y menor tiempo; esto se debe a la liberación de los volátiles más fácilmente [77]. Otra variable a considerar es la temperatura en la que se da la máxima tasa de pérdida de masa durante la etapa de devolatilización (Tmax). Esta variable se considera para verificar si existe una relación entre el análisis próximo y el análisis térmico de cada muestra.

Los termogramas se llevaron a cabo en una termobalanza TGA Q500 V20.8®, utilizando entre 10-12 mg de muestra bajo una tasa de calentamiento de 40 °C/min. El perfil de temperaturas está conformado por tres etapas: las dos primeras en atmósfera inerte usando nitrógeno; la tercera consiste en la oxidación del carbón fijo con aire. El secado (primera zona) lleva la muestra a 120 °C por 12 min, la devolatilización (segunda región) calienta la muestra hasta 800 °C por 12 min y la oxidación mantiene la temperatura a 800 °C, con aire, durante 15 min.

Para cada muestra de biomasa se obtuvieron termogramas (tga) y sus respectivas derivadas con respecto al tiempo, dtg. Se determinó la temperatura base y la temperatura máxima de devolatilización, de acuerdo con la metodología ilustrada en la figura 2.1.

Figura 2.1 Obtención de parámetros para análisis de reactividad a través de datos de dtg vs. temperatura

Fuente: adaptada de Pérez et al. [78].

Productos de pirólisis

Los estudios de la cromatografía de gases/espectrometría de masa de la pirólisis (Py-GC/MS) se llevaron a cabo con el fin de determinar los efectos de la torrefacción sobre los productos de la pirólisis en las cuatro materias primas estudiadas. Los resultados son de gran interés para trabajos futuros que involucren la producción de biocombustibles a través de pirólisis rápida, y la mejora del rendimiento de los productos de la pirólisis a través de pretratamientos, en los que la torrefacción es uno de los procesos de interés [79]. La Py-GC/MS fue desarrollada usando un sistema GC/MS (6890N Network GC System con un 5975B inert XL MSD®, de Agilent Technologies) acoplado con un CDS pyro-probe 5000 series® (CDS Analytical, Inc.), descrito detalladamente por Pérez et al. [80]. Las pruebas se llevaron a cabo dos veces, a 500 °C por 1 min, usando aproximadamente 0,5 mg de cada especie cruda con su correspondiente especie torrefactada a 200 y 300 °C. El pesaje de las muestras se realizó en un equipo TGA/SDTA 851e Mettler Toledo®. Los compuestos que mostraron la intensidad más alta en el cromatograma fueron identificados considerando el tiempo de retención, el espectro de masa y la comparación con la base de datos del NIST/EPA/NIH Mass Spectral Library V.2.0d (Fair Com Corp). Las áreas de los picos fueron luego divididas por la masa de la muestra correspondiente, para la normalización de las áreas [81]. El proceso experimental detallado es presentado por Pérez et al. [80].

Resultados y análisis

Rendimientos másico y energético del proceso de torrefacción

El rendimiento másico de las especies forestales disminuye en diferentes proporciones cuando la temperatura de torrefacción incrementa, como se muestra en la figura 2.2a. Para la torrefacción a 200 °C, los rendimientos másicos de todas las especies forestales son similares (~98 %), lo cual implica que se da una mínima degradación de los constituyentes de la biomasa a dicha temperatura y tiempo de residencia (30 min). La pérdida de masa durante el proceso de torrefacción a 250 °C varía entre 4,9 % para pm y 9,2 % para eg. Después de la evaporación del agua (si la muestra presenta humedad), la degradación térmica de la hemicelulosa es el primer evento que ocurre durante el proceso de torrefacción. En la torrefacción a 300 °C, las pérdidas de masa incrementan hasta 43,9 % para ga y 30,4 % para eg. Este comportamiento está asociado principalmente con la degradación térmica parcial de los constituyentes de la biomasa lignocelulósica, especialmente hemicelulosa, y, en menor proporción, celulosa y lignina [67, 82]. La celulosa sufre una degradación térmica progresiva que empieza con la fracción amorfa [72]. La degradación de la lignina ocurre en un rango amplio de temperatura de 250 a 500 °C [41, 42]; por lo tanto, no es posible asociar fácilmente la pérdida de masa con su degradación térmica.

Figura 2.2 Rendimiento másico y energético para las especies a diferentes temperaturas de torrefacción

Fuente: adaptada de Pérez et al. [80].

Las figuras 2.2a y 2.2b muestran el rendimiento másico y energético, respectivamente, para las cuatro especies a diferentes condiciones de torrefacción. A partir de un análisis entre dichas gráficas, se concluye que la pérdida de masa para todas las muestras es mayor que las pérdidas energéticas a la misma temperatura de torrefacción. Este fenómeno puede explicarse en términos de la degradación de los constituyentes de la biomasa. Se espera que por debajo de 300 °C, el constituyente que se degrade en mayor medida sea la hemicelulosa. Debido a que el poder calorífico de la hemicelulosa es menor que el de la celulosa y el de la lignina [83], se esperan menores pérdidas energéticas para estos materiales torrefactados, ya que poseerán una mayor concentración de lignina. En la figura 2.2b también se puede observar que el rendimiento energético para la torrefacción a 200 °C no tiene cambios significativos para las biomasas estudiadas, debido a la mínima degradación de la hemicelulosa de las muestras bajo esta condición de torrefacción. La muestra de madera con más alto contenido energético después del proceso de torrefacción a 300 °C es la de eg.

tga y reactividad

En la figura 2.3a se encuentran los termogramas de las maderas crudas y torrefactadas para cada especie analizada. Se observa que las maderas crudas se descomponen térmicamente con mayor facilidad que las maderas torrefactadas, y que la reactividad de las biomasas disminuye a medida que aumenta la temperatura de torrefacción. Esto es debido a que la descomposición térmica se ve afectada por la cantidad de volátiles que presenta la biomasa, por lo cual, teniendo en cuenta que en el proceso de torrefacción hay una liberación de volátiles, es coherente que a mayor grado de torrefacción haya menor reactividad. Adicionalmente, se observa que las curvas de las biomasas crudas y las biomasas torrefactadas a 200 °C no presentan diferencias significativas, por lo cual se espera que estas presenten un comportamiento muy similar en cuanto a sus propiedades.

Figura 2.3 tga para biomasas crudas y torrefactadas

Fuente: elaboración propia.

En las figuras 2.4a y 2.4b se encuentran, respectivamente, la temperatura base (Tbase) y la temperatura máxima de devolatilización (Tmax), en función de la temperatura de torrefacción, las cuales fueron halladas a partir de las curvas dtg vs. temperatura. Para todas las especies se observa que a mayor temperatura de torrefacción hay mayor Tbase, esto se debe a la reducción del contenido de volátiles con la torrefacción, por lo cual la cinética de la reacción de devolatilización se ve afectada, y se tarda más en iniciar el proceso de liberación de volátiles, es decir, hace que la especie sea menos reactiva. Chen y Mori [84] y Grotkjaer et al. [86] encontraron resultados similares.

a) Tbase vs. temperatura de torrefacción

b) Tmax vs. temperatura de torrefacción

c) Tbase vs. relación material volátil/carbono fijo (MV/CF)

Figura 2.4 Análisis de reactividad para biomasas torrefactadas

Fuente: elaboración propia.

En la figura 2.4b, con respecto a la Tmax, se observa que a mayor temperatura de torrefacción se obtienen menores Tmax; esto se puede atribuir a efectos difusivos, debido a la porosidad que probablemente desarrolla el material, lo cual permite que haya mejor transferencia de calor y masa, y favorece el proceso de devolatilización a menores temperaturas. Estos resultados muestran que probablemente la reactividad de las biomasas torrefactadas se ve influenciada no solo por el cambio en la composición del material, sino también por los cambios físicos que sufre la estructura, los cuales no son evaluados en el presente trabajo. Gucho et al. [70] concluyeron en su estudio experimental de torrefacción que la reactividad de las biomasas torrefactadas se encuentra determinada no solo por la disminución en el contenido de volátiles del sólido, sino también por el aumento en la porosidad que se da en la biomasa, debido a la depolimerización de la lignina.

En la figura 2.4c se observa que a medida que aumenta la relación material volátil/carbono fijo (MV/CF) disminuye la Tbase; lo cual, de acuerdo con los resultados anteriormente analizados, indica que a mayor temperatura de torrefacción hay una disminución en la relación MV/CF, y con ello en la reactividad (mayor Tbase).

Composición química y densidad energética

En la figura 2.5a se muestra el análisis elemental para todas las especies, tanto crudas como torrefactadas. Se observa que para todas las especies hay un aumento en la composición del carbono y una reducción en la composición de oxígeno con respecto a la temperatura de torrefacción, los cuales son más significativos para la torrefacción realizada a 300 °C. Este resultado es acorde con la literatura, en la cual se reporta que una de las ventajas de la torrefacción es la reducción de la relación O/C [19, 21, 24].

En la figura 2.5b se observa el diagrama Van Krevelen [86] para las biomasas crudas y torrefactadas de todas las especies estudiadas. En general, para todas las especies se observa que, a medida que aumenta la temperatura de torrefacción, hay una disminución en las relaciones O/C y H/C, lo cual hace que las propiedades de la biomasa cruda cambien con el incremento de la temperatura de torrefacción y tiendan a una clasificación cercana a la lignita y a la turba. Esto da como resultado un aumento en el poder calorífico de la biomasa con el incremento de la temperatura de torrefacción, derivando una mayor densidad energética del material pretratado [71]. Adicionalmente, para todas las especies se observa que entre la biomasa cruda y la biomasa torrefactada a 200 °C no hay diferencias significativas, por lo que se concluye que la torrefacción a 200 °C por 30 min no genera cambios (mejoras) significativos en la biomasa.

a) Análisis elemental para biomasas crudas y torrefactadas

b) Diagrama de Van Krevelen para biomasas crudas y torrefactadas

Figura 2.5 Análisis elemental

Fuente: elaboración propia.

En la figura 2.6a se presentan los análisis próximos de las especies tanto crudas como torrefactadas; se observa que a mayor temperatura de torrefacción aumenta la composición de carbono fijo y de ceniza, y disminuye la composición del material volátil. En la figura 2.6b se evidencia cómo a medida que aumenta la temperatura de torrefacción, aumenta también el pcs de la biomasa, pero esto es poco significativo para la torrefacción a 200 °C. Esto corrobora los resultados obtenidos para el diagrama de Van Krevelen. Finalmente, en la figura 2.6c se muestra que a medida que disminuye la relación MV/CF, aumenta el pcs de la biomasa; esto se debe al incremento del carbono fijo en la biomasa causado por mayores temperaturas de torrefacción, las cuales favorecen la degradación de la hemicelulosa [70].

Figura 2.6 Análisis próximo y poder calorífico para biomasas crudas y torrefactadas

Fuente: elaboración propia.

Productos de pirólisis de la madera torrefactada

La Py-GC/MS se llevó a cabo también con el fin de determinar los cambios en la composición de las cuatro biomasas después del proceso de torrefacción. Esta caracterización permite estimar los principales productos de pirólisis de la biomasa cruda y la biomasa torrefactada. El análisis Py-GC/MS se realizó para ambas biomasas (cruda y torrefactada a 200 y 300 °C), debido a las similitudes encontradas entre las muestras torrefactadas a 200 y 250 °C [80].

La figura 2.7 muestra una comparación de la abundancia de los productos de la pirólisis en función de las biomasas estudiadas. Se observa que eg presenta la menor presencia de fenoles en todas las condiciones (p. ej., sin tratar y después del proceso de torrefacción a 200 y 300 °C) (ver figura 2.7a).

Figura 2.7 Comparación de la presencia relativa de los principales productos de la pirólisis en las biomasas

Biomasas tratadas a diferentes condiciones y materias crudas correspondientes.

Fuente: adaptado de Pérez et al. [80].

Adicionalmente, esta biomasa presenta la mayor cantidad de levoglucosano (en todas las condiciones, sin tratar y torrefactada), ver figura 2.7b. Esto puede atribuirse a la baja cantidad de celulosa descompuesta para estas especies [82]. Aunque estos resultados no son definitivos, sugieren que, entre todas las materias primas estudiadas, eg ofrece mejor potencial para la producción de biocombustibles a través de la pirólisis rápida. Sin embargo, las dos especies de pino (pp y pm) y ga ofrecen mejor potencial que eg, respecto a otros productos, como por ejemplo los pélets, debido a la cantidad similar de fenoles producidos [80], ya que la lignina favorece la peletización de la biomasa lignocelulósica [81]. La ga produce la mayor cantidad de ácido acético y fenoles, y la menor cantidad de levoglucosano. La lenta formación de levoglucosano puede ser atribuida a la mayor cantidad de ceniza y a su alto índice de alcalinidad [80]. Los metales alcalinos alteran las reacciones de pirólisis de los constituyentes de la biomasa, lo cual produce cambios significativos en las especificaciones del proceso de pirólisis y las propiedades de los productos [87].

Conclusiones

El rápido crecimiento de algunas especies forestales en plantaciones comerciales en Colombia (Eucalyptus grandis, Pinus maximinoi, Pinus patula, y Gmelina arborea) representa un gran potencial para la producción de energía, de biocombustibles o de bioproductos a través de la conversión termoquímica (p. ej., gasificación, combustión o pirólisis). La conversión termoquímica se considera un camino prometedor para aprovechar la madera y los residuos forestales en Colombia.

A partir de la torrefacción se mejoran las propiedades de la madera para usarla como biocombustible sólido. Las muestras de madera sin pretratar tienen similitudes en el material volátil (70 % wt), pci (~19 MJ/kg) y en el contenido de ceniza (< 1 % wt). El rendimiento másico de las especies disminuye en diferentes proporciones cuando la temperatura de torrefacción incrementa. Para la torrefacción a 200 °C, el rendimiento másico para todas las especies es muy similar (~98 %), lo que implica una pequeña degradación de los constituyentes de la biomasa a dicha temperatura. La pérdida de masa durante la torrefacción a 250 °C varía entre 4,9 % para pm y 9,2 % para eg. La pirólisis de las muestras torrefactadas mostró que la madera torrefactada a 300 °C tiene mejor producción de anhidro-azúcares, en comparación con las materias crudas correspondientes. El eg es la especie que presenta mayor concentración de levoglucosano, por ello se destaca su potencial para la producción de biocombustibles a través de la pirólisis rápida. Por el contrario, para la gasificación o combustión, la madera torrefactada a bajas temperaturas (p. ej., 200-250 °C) ofrece mejores perspectivas que la madera torrefactada a 300 °C. El mayor contenido de fenoles de las dos especies de pino (pp y pm) y ga es un indicador del contenido de lignina de estas especies torrefactadas, lo cual le confiere un potencial para la producción de pélets, ya que la lignina es el aglomerante natural del biocombustible sólido densificado. La abundancia de biomasa derivada de especies de rápido crecimiento se puede combinar con otras estrategias para modificar y mejorar las propiedades de la biomasa forestal, y, de esta forma, aprovechar estos recursos lo mejor posible. En trabajos futuros es necesario estudiar las implicaciones económicas y logísticas del proceso [80].

Capítulo 3. Gasificación de madera torrefactada para la producción de biosingás de alta calidad

Laura Suárez Hernández, Rolando Barrera Zapata, Juan Fernando Pérez Bayer

Introducción

En la actualidad, los combustibles líquidos son principalmente derivados del petróleo; sin embargo, con el fin de evitar un déficit de estos y disminuir los impactos ambientales asociados a este tipo de energéticos de origen fósil, se han creado políticas globales que buscan incentivar la obtención de combustibles líquidos a partir de fuentes alternativas de manera viable, económica, ambiental y energética [88]. Los combustibles obtenidos a partir del uso de material lignocelulósico o algas son considerados como combustibles renovables de segunda y tercera generación, respectivamente [89].

A través de procesos termoquímicos, como la pirólisis y la gasificación, es posible transformar diferentes tipos de biomasa en energéticos líquidos o gaseosos con altos rendimientos. Por tal razón, se espera que los biocombustibles de segunda generación, sintetizados a partir de la gasificación de biomasa, sean los principales sustitutos de los combustibles derivados del petróleo [90].

Varios autores han desarrollado modelos para simular el proceso de gasificación de biomasa en lecho arrastrado. Adeyemi y Janajreh [91] desarrollaron un modelo cinético en Aspen Plus® para simular la gasificación en lecho arrastrado de biomasa y carbón. Los autores concluyeron que un aumento en el diámetro y en la altura del reactor aumenta la fracción molar del H2 y el CO a lo largo del gasificador. Tremel et al. [92] compararon el proceso de gasificación en lecho fluidizado y en lecho arrastrado a diferentes escalas, a partir del desarrollo de un modelo en equilibrio en Aspen Plus® para cada una de las tecnologías. Encontraron que ambos reactores presentan resultados similares para la obtención de singás a una presión 2,5 MPa y que la tecnología de lecho arrastrado es también competitiva para la gasificación a pequeña escala. Ramzan et al. [93] modelaron la gasificación bajo equilibrio usando el software Aspen Plus®, y destacaron que la temperatura incrementa la producción de CO y H2, mientras que la relación equivalente disminuye la producción de estos (CO y H2) y, por tanto, la eficiencia del proceso de gasificación en frío (cge). Por su parte, el contenido de humedad en la biomasa afecta el poder calorífico del gas y la inyección de vapor favorece la producción de hidrógeno.

Kunze y Spliethoff [94] desarrollaron un modelo en equilibrio mediante Aspen Plus® para un gasificador en lecho arrastrado. Adicionalmente, evaluaron diferentes diseños del proceso de gasificación con el fin de analizar la tecnología de alimentación (seca y húmeda) y de refrigeración del gas de síntesis, biosingás. Obtuvieron que la cge es menor para la alimentación en húmedo con respecto a la alimentación en seco (72 % y 83 %, respectivamente). Con respecto al enfriamiento del biosingás, concluyeron que el enfriamiento en húmedo presenta grandes pérdidas exergéticas, por lo cual solo es recomendado para aplicaciones en las que más adelante se incorpore una unidad agua-gas. Adeyemi et al. [95] desarrollaron un modelo numérico para estudiar la gasificación en lecho arrastrado de dos combustibles (carbón Kentucky y residuos de madera) y destacaron que la gasificación con carbón produce un gas de mejor calidad (mayor producción de H2 y CO), en comparación con la gasificación con residuos de madera, y que los incrementos en la temperatura, relación equivalente y presión, aumentan la producción de H2 y CO para ambos combustibles.

Otros autores han realizado estudios en los cuales desarrollan modelos que permiten analizar el proceso de obtención de diferentes productos como gas natural sustituto, hidrógeno, productos químicos o combustibles líquidos a partir de diferentes tecnologías de gasificación. Biagini et al. [96] desarrollaron un modelo en Aspen Plus® para simular la gasificación de carbón en lecho arrastrado (de acuerdo con la tecnología de Siemens) para producción de hidrógeno. El modelo incluye las etapas de precalentamiento, devolatilización, combustión, gasificación y enfriamiento, e incorpora modelos cinéticos. El modelo se usó para encontrar la relación másica oxígeno-carbón (0,42) y vapor-carbón (0,25), que maximizan la producción de H2. Muresan et al. [97] simularon la producción de H2 mediante la gasificación de diferentes mezclas de carbón-biomasa usando Aspen Plus®. La tecnología de gasificación simulada fue de lecho arrastrado de acuerdo con la tecnología de Siemens para alimentación en seco; concluyeron que al aumentar la proporción de biomasa en la mezcla disminuyen tanto la producción de hidrógeno como la eficiencia energética del proceso. Barrera et al. [98] desarrollaron un modelo en Aspen Plus® para evaluar la producción de gas natural sintético, a partir de la gasificación de carbón en lecho arrastrado con alimentación de combustible seco y húmedo. Concluyeron que el tipo de carbón no afecta significativamente los parámetros energéticos evaluados, mientras la tecnología de alimentación sí tiene un efecto significativo en el proceso.

A partir de la literatura consultada, se observa que hay diversos estudios en los que se desarrollan modelos de gasificación en lecho arrastrado con biomasa para evaluar el efecto que tienen algunos parámetros de operación sobre variables como la composición del gas, la eficiencia energética y la eficiencia exergética, así como estudios en los cuales desarrollan modelos que permiten analizar el proceso de obtención de diferentes productos (hidrógeno, gas natural sintético, productos químicos o biocombustibles, entre otros) a partir de gasificación de biomasa. Con respecto a la simulación para la producción de productos químicos y combustibles líquidos mediante gasificación en lecho arrastrado de biomasa, no se encontraron reportes en los que se realicen análisis termodinámicos del efecto de los diferentes parámetros de operación en las eficiencias del proceso y la calidad del biosingás obtenido mediante el proceso de gasificación de biomasa torrefactada. Por ello, en este trabajo se desarrolla un modelo en equilibrio usando el software especializado Aspen Plus®, que permite analizar el efecto de las condiciones de operación del proceso en la obtención de biocombustibles líquidos o productos químicos a partir de gasificación en lecho arrastrado. En la primera parte de este capítulo se presenta el desarrollo y validación del modelo mediante el software Aspen Plus® para la obtención de un biosingás útil en la producción de biocombustibles o productos químicos a partir de gasificación en lecho arrastrado, mientras que, en la segunda parte, se lleva a cabo un análisis de sensibilidad para evaluar el efecto que tienen la torrefacción y las condiciones de operación en el proceso termoquímico.

Modelo de gasificación para la obtención de singás para biocombustible y productos químicos

Tomando como referencia trabajos previos [88, 89, 98], se define el diagrama del proceso para la producción de un biosingás útil para producir combustibles líquidos o productos químicos a partir de la gasificación en lecho arrastrado de biomasa (ver figura 3.1). Para el proceso seleccionado, se desarrolló un modelo en equilibrio termodinámico mediante el software Aspen Plus®, el cual se valida a partir de datos experimentales reportados en la literatura. A continuación, se presenta de manera detallada el proceso, el modelo desarrollado y la estrategia de validación con la cual se verifica la precisión del modelo.

Descripción del proceso

El proceso modelado incluye subprocesos o etapas para acondicionamiento de biomasa, producción de oxígeno (agente gasificante) mediante una unidad de separación de aire (asu), gasificación, limpieza/acondicionamiento del biosingás y reacción agua-gas para ajustar la relación H2/CO. El acondicionamiento de la biomasa incluye como etapas principales el secado y la molienda. Adicionalmente, se incorpora un subproceso para evaluar el efecto del pretratamiento de la biomasa (torrefacción) sobre el proceso en general. El diagrama de flujo del proceso (esquema global) se muestra en la figura 3.1.

Figura 3.1 Diagrama de flujo del proceso de gasificación en lecho arrastrado

Proceso para la obtención de un biosingás útil para la producción de combustibles líquidos y productos químicos.

Fuente: elaboración propia.

Descripción del modelo

Se utilizó el software Aspen Plus®, un simulador comercial ampliamente utilizado en la industria de procesos químicos, petroquímicos, farmacéuticos y biotecnológicos, entre otros. Actualmente, se ha reportado su aplicación en diferentes sistemas de reacción y separación, así como en plantas de procesos completos, y se encontró buen acuerdo entre datos reales y datos determinados a través de las simulaciones en el software. El software también permite definir subrutinas específicas de cálculo en lenguaje Fortran o construir una migración de datos a Excel, que amplía el panorama de posibilidades en la elaboración de simulaciones específicas. Para la estimación de propiedades termodinámicas se usó el modelo termodinámico Soave-Redlich-Kwong modificado con la correlación Boston-Mathias, teniendo en cuenta que varios autores han usado este modelo para simular este tipo de procesos [91, 99]. Entre las principales hipótesis del modelo se tiene a) que el aire que entra a la asu está conformado por una mezcla de nitrógeno y oxígeno (79:21 %vol) a 25 °C y 1 atm; b) que el proceso se lleva a cabo en estado estacionario sin pérdidas de calor ni caídas de presión, ni en los equipos ni en las líneas; c) que el proceso de gasificación es autotérmico y se modela mediante un reactor en equilibrio de acuerdo con la minimización de la energía libre de Gibbs (R-Gibbs), en el cual los productos formados en el equilibrio son CO2, CO, H2, CH4, H2O, C2H4 y C2H2, y d) que el reactor agua-gas (wgsr) consiste en un reactor en equilibrio e isotérmico [98].

Acondicionamiento y pretratamiento de la biomasa

El subproceso de acondicionamiento incluye etapas de secado y molienda de la biomasa. Para la biomasa pretratada, se incluye una etapa de torrefacción antes de ingresar al proceso de molienda. La torrefacción es un pretratamiento que mejora las propiedades de la biomasa como biocombustible sólido (ver capítulo 2).

a) Secado

b) Torrefacción

c) Molienda

Figura 3.2 Acondicionamiento y pretratamiento de la biomasa

Fuente: elaboración propia.

Varios autores han simulado mediante Aspen Plus® el proceso de secado, ya sea de biomasa o de carbón a partir de reactores estequiométricos (rstoic) con subrutinas en Fortran para definir el proceso de liberación de humedad, seguido de un separador flash [91, 100, 101]. Por tanto, en este trabajo se definió la etapa de secado como se muestra en la figura 3.2a, mediante el cual la biomasa (corriente wet-biom) se lleva a una humedad ~1 % a una temperatura de 105 °C (usando la corriente de nitrógeno N2 de la unidad de separación de aire luego de ser precalentada). El proceso se modeló usando un reactor estequiométrico (bloque dry-reac, figura 3.2a) con una subrutina en Fortran. La corriente que sale del reactor (indrier) se lleva a un flash (bloque dry-flsh, figura 3.2a) para separar la biomasa seca que sale por la corriente dry-biom de la corriente gaseosa (exhaust) que contiene vapor y nitrógeno.

En el proceso de torrefacción, la biomasa libera compuestos volátiles livianos a temperaturas entre 200 y 300 °C [11, 102]. De acuerdo con Maski et al. [103], la energía requerida para el proceso de torrefacción se puede estimar a partir del calor sensible necesario para elevar la temperatura inicial de la biomasa seca hasta la temperatura de torrefacción, asumiendo una eficiencia de torrefacción del 65 %. De esta manera, para modelar este proceso en Aspen Plus®, se usó un calentador o heater (bloque torrefac, figura 3.2b), en el que se ingresan los datos de análisis próximo y último de la biomasa a través de la corriente dry-biom, a la temperatura de salida del proceso de secado (105 °C) y sale del subproceso de torrefacción (corriente biom-tor) a la temperatura correspondiente de torrefacción (figura 3.2b). El proceso de torrefacción se simuló con base en las propiedades de las biomasas del capítulo 2 (análisis próximo y último y poder calorífico). Por ello, se simuló el calentamiento desde 105 °C hasta la temperatura de torrefacción (200 °C, 250 °C, 300 °C), ingresando como resultado las composiciones de las biomasas torrefactadas en el capítulo 2.

En la molienda se realiza la reducción de tamaño de partícula teniendo en cuenta que la alimentación de combustible a un reactor de lecho arrastrado debe tener un tamaño de partícula menor a 0,1 mm [10, 104]. En este trabajo se utilizó un triturador (bloque molino, figura 3.2c), y se definió 10 mm como el tamaño promedio de partícula de la biomasa (astillas) que ingresa al molino (corriente biomasa), la distribución de tamaño de partícula deseada en la corriente de salida (corriente biom-mol) y el índice de triturabilidad de la materia prima (hgi). Este índice de triturabilidad se estima con respecto al contenido de carbono de la biomasa según el modelo reportado por Li et al. [100], donde hgi=2,65 x exp(C/20), R2=0,98, y C es el contenido de carbón de la biomasa en %wt.

Proceso de gasificación

Se selecciona un gasificador de lecho arrastrado autotérmico, teniendo en cuenta que este tipo de gasificadores no requieren catalizador, presentan baja formación de alquitranes y metano, flexibilidad en la alimentación y disponibilidad comercial a gran escala [89, 90, 105]. La alimentación al gasificador se simula en seco, ya que otro tipo de tecnologías, como el alimento en húmedo (slurry), se recomiendan para procesos que incluyen pirólisis, en los que la producción de bioaceites es importante [88, 102, 106].

Para modelar el proceso de gasificación se pueden utilizar varios tipos de modelos, entre los cuales, los modelos en equilibrio termodinámico son los más utilizados por su sencillez, capacidad de predicción y bajo tiempo computacional [10, 107]. Varios autores han modelado el proceso de gasificación en Aspen Plus® a partir modelos en equilibrio no estequiométricos (minimización de la energía libre de Gibbs), mediante bloques r-gibbs. Begum et al. [99] simularon la gasificación de residuos sólidos municipales para un reactor de lecho fijo y validaron con datos experimentales; obtuvieron errores del 4 %. Kunze y Spliethoff [94] simularon la gasificación de lecho arrastrado de carbón y compararon con datos reales de plantas; obtuvieron resultados con errores que no superan el 5 % para la predicción de la composición del gas. De igual manera, Kong et al. [108] simularon la gasificación en lecho arrastrado para varios tipos de carbón y validaron los resultados simulados con datos reales de plantas que operan con la tecnología de Texaco; concluyeron que el modelo presentaba buenas predicciones entre los datos simulados y los datos experimentales.

Para el software Aspen Plus®, la biomasa se considera un compuesto “no convencional”, por lo tanto, para simular el proceso de gasificación usando los algoritmos y subrutinas incluidas por defecto en el software, es necesario descomponerla en compuestos reactivos (de acuerdo con su análisis próximo y análisis último) antes de ingresarla al gasificador. Para tal efecto, se utiliza un reactor de rendimiento (bloque r-yield) con ayuda de subrutinas en Fortran [98, 109]. En la figura 3.3 se muestra el modelo utilizado para simular el proceso de gasificación. La biomasa (corriente biom-ac) ingresa a un reactor de rendimiento (bloque descomp) donde se descompone en compuestos reactivos según su composición (análisis próximo y análisis último). Estos compuestos reactivos (corriente biodesc) pasan al bloque gasif (reactor r-gibbs), donde reaccionan con el agente oxidante (corrientes vapor y oxígeno) y generan el biosingás producto de la gasificación que sale del proceso por la corriente r-gasifout. La corriente CO2 (figura 3.3) simula el flujo del gas de arrastre que impulsa la biomasa a través del proceso. Adicionalmente, para garantizar la conservación de la energía en el proceso, el calor liberado en el bloque descomp (proceso de descomposición de la biomasa) es llevado al gasificador por la corriente H1.

Figura 3.3 Proceso de gasificación en Aspen Plus®

Fuente: elaboración propia.

Limpieza y acondicionamiento del singás

Luego de que el singás sale del gasificador (corriente gasifout), es necesario acondicionarlo para llevarlo al wgsr. El acondicionamiento comprende el enfriamiento hasta la temperatura de entrada del wgsr y la separación de compuestos sólidos como escoria y cenizas, los cuales pueden causar ensuciamiento del reactor, desactivación de catalizadores y contaminación de productos [110]. Varios métodos mecánicos, como ciclones, filtros de mangas, filtros deflectores, filtros cerámicos, filtros de tela, separadores rotatorios, precipitadores electrostáticos y depuradores de agua se han utilizado para eliminar el material particulado del biosingás después de la gasificación [111]. En la presente simulación, la limpieza y el acondicionamiento del singás se simula pasando la corriente gasifout a través de un intercambiador de calor (bloque exchang1, figura 3.4), donde se enfría el gas hasta el valor determinado. La salida de este intercambiador de calor (corriente coldgasi, figura 3.4) se lleva al bloque ssplit que simula un ciclón, en este separador se retiran los sólidos por la corriente slag, y el gas enfriado y limpio se lleva al wgsr por la corriente gas (figura 3.4).

Figura 3.4 Proceso de limpieza y acondicionamiento del singás en Aspen Plus®

Fuente: elaboración propia.

Reactor agua-gas (wgsr)

En el wgsr, el singás reacciona con vapor, reacción (R1), para ajustar la relación H2/CO del singás al valor deseado (H2/CO =1 para producción de productos químicos, H2/CO =2 para la producción de combustibles líquidos y H2/CO =3 para la producción de gas natural sustituto) [88]. En ocasiones, dependiendo de la relación H2/CO del singás y la relación final deseada, puede ser necesario realizar una derivación (bypass) de la corriente gaseosa antes de que esta ingrese al wgsr y luego mezclar la corriente que no ingresó al reactor con la corriente de salida de este (ver R1) [88].

H2O + CO → H2 + CO2

(R1)

El modelo en Aspen Plus® utilizado para simular esta etapa del proceso se muestra en la figura 3.5. La corriente gas proveniente de la etapa de limpieza y acondicionamiento se lleva a un divisor de corriente (bloque wgsplit), donde se divide la corriente gaseosa en la proporción deseada; entre un 10 y un 70 % de la corriente debe pasar por el wgsr en función del producto final deseado [88, 98, 112, 113]. La corriente wgsrin se lleva a un reactor de equilibrio (bloque wgsr, figura 3.5), donde reacciona con la corriente de vapor steam de acuerdo con la reacción (R1), cuyo flujo se determina según la relación H2/CO deseada al final del proceso. Según las condiciones de operación del reactor (temperatura y presión) pueden formarse condensados, los cuales se retiran del proceso por la corriente wgsrliq, mientras que el producto gaseoso de la reacción (rico en H2) se mezcla con la corriente wgsrsplit, proveniente del divisor de corriente y que no pasó a través del reactor. Esta mezcla se da en el bloque mezclador wgsrmix (figura 3.5) para generar la corriente enr-syng, que corresponde al biosingás de alta calidad con una relación específica H2/CO según el producto deseado.

Figura 3.5 Modelo para el wgsr en Aspen Plus®

Fuente: elaboración propia.

Unidad de separación de aire (asu)

Los procesos criogénicos para la separación de aire son considerados como los procesos más eficientes y rentables para la producción de grandes cantidades (escala industrial) de oxígeno y nitrógeno con alta pureza [114]. En esta obra se adaptó el modelo planteado por Bose [115] para simular dicho proceso en Aspen Plus®. El modelo se basa en la separación criogénica de aire a partir del ciclo simple de Linde-Hampson. En la figura 3.6 se muestra el modelo en Aspen Plus®. Inicialmente se realiza una compresión isotérmica del aire (corriente air) hasta una presión de 30 bar utilizando un compresor (bloque compress). Con el fin de garantizar que el proceso sea isotérmico, la temperatura del aire comprimido (corriente aircom) se ajusta luego en un enfriador (bloque cooler1). Posteriormente, la corriente de salida del enfriador (corriente airdcom) se enfría en un intercambiador de calor (bloque htexch), utilizando como refrigerante el nitrógeno de la corriente distill proveniente de etapas posteriores del proceso (columna de destilación). La corriente de aire comprimido y frío (airhx) se lleva hasta -120 °C en un segundo enfriador (bloque cooler2), y, posteriormente (corriente aircmcol), pasa a través de una válvula de expansión de Joule-Thomson (bloque j-tvalve) donde alcanza la presión atmosférica y se condensa para generar la corriente de aire líquido (liqair) (figura 3.6). Finalmente, la separación del aire líquido en nitrógeno y oxígeno se da en una columna de destilación (bloque dstcol). La salida de dicha torre corresponde a la corriente bottom, que tiene una composición aproximada de 96 %vol de oxígeno que se lleva al proceso de gasificación (figura 3.6) y la corriente distill, que tiene una composición aproximada de 98 %vol de nitrógeno, se usa como refrigerante en etapas previas del proceso (corriente fría en el intercambiador de calor bloque htexch) para luego salir del mismo como la corriente disthx (figura 3.6). Esta corriente, rica en N2, se aprovecha en el proceso de pretratamiento y acondicionamiento de la biomasa (figura 3.2a).

Figura 3.6 Unidad de separación de aire en Aspen Plus®

Fuente: adaptado de Bose [115].

Parámetros del modelo

Teniendo en cuenta que el modelo desarrollado tiene como objetivo simular la producción de un biosingás útil para la obtención de productos químicos y combustibles líquidos, se definen las siguientes variables respuesta que caracterizan energéticamente el proceso termoquímico (ecuaciones 3.1-3.3), y permiten analizar cómo cambian estas con respecto a los parámetros del proceso. El cálculo de estas variables respuesta es programado en el modelo mediante un código de Fortran [98].

Eficiencia energética del proceso o eficiencia en frío (cge)

(3.1)

Donde msyngas representa el flujo másico del syngas, LHVsyngas representa el pci del biosingás (valor calculado por el software Aspen Plus®, LHVbsyngasiLHVi, i= CO, H2, CH4, H2O, C2H4 y C2H2), mbiom representa el flujo másico de la biomasa y LHVbiom es el pci de la biomasa.

Relación molar H2/CO

La relación molar de hidrógeno y monóxido de carbono se evalúa con base en la corriente enr-syng, la cual corresponde al biosingás de alta calidad con una relación específica H2/CO según el producto deseado.

(3.2)

Eficiencia global del proceso de gasificación

Este parámetro determina la efectividad del proceso de transformación de la biomasa (seca y torrefactada) en un gas de gasificación de alta calidad.

(3.3)

Donde ṁvapGasif representa el flujo másico de vapor que entra al gasificador; ṁvapwgsr, es el flujo másico de vapor que entra al wgsr; hvapGasif es la entalpía del vapor que entra al gasificador; hvapWGSR es la entalpía del vapor que entra al wgsr; Esecado constituye la potencia térmica requerida para el proceso de secado; ETorr representa la potencia requerida para el proceso de torrefacción; EMolienda es la potencia requerida para el proceso de molienda, y EAsu representa la potencia consumida para el proceso de producción de oxígeno.

Validación del modelo

Con el fin de evaluar la precisión del modelo en relación con la predicción del proceso de gasificación, este se validó tomando como referencia dos trabajos experimentales de gasificación de biomasa torrefactada en lecho arrastrado reportados en la literatura.

El primer trabajo seleccionado es el de Weiland et al. [116], en el cual los autores reportan la gasificación de madera (pino y pícea) en una planta piloto de gasificación en lecho arrastrado. Los experimentos se llevaron a cabo a una presión de 2 bar, con variaciones de la relación equivalente, λ (ecuación 3.4) entre 0,43 y 0,5, usando oxígeno como agente gasificante. En las tablas 3.1 y 3.2 se encuentran tanto las condiciones de operación como los análisis próximo y último de las biomasas usadas en el trabajo experimental de referencia. Donde ṁo2real es el flujo másico de oxígeno alimentado al gasificador y ṁo2stq es el oxígeno estequiométrico necesario para que se dé una combustión completa.

(3.4)

Tabla 3.1 Análisis próximo y último para biomasas usadas en estudio experimental

Parámetro

Valor

Análisis último base seca (%wt)

C (%)

51,10

H (%)

6,33

N (%)

0,00

O (%)

42,57

Análisis próximo (%wt)

Material volátil (%)

80,53

Carbono fijo (%)

14,39

Cenizas (%)

0,38

Humedad (%)

4,70

lhvbase,seca (MJ/kg)

19,6

Fuente: adaptado de Weiland et al. [116].

Tabla 3.2 Condiciones de operación usadas en estudio experimental

Parámetro

Jan-14*

Feb-14*

Feb-16*

Feb-17*

Flujo de biomasa (kg/h)

40

40

40

40

Flujo de O2 (kg/h)

24,6

24

27

27,5

Flujo de N2 (kg/h)

14,4

17,3

15,1

20,1

Presión-gasificador (bar)

1,94

1,95

1,95

1,95

*Jan-14, Feb-14, Feb-16, Feb-14: rótulos usados por los autores [116] y que hacen referencia a las fechas de realización de los experimentos.

Fuente: adaptado de Weiland et al. [116].

En el segundo trabajo seleccionado, reportado por Weiland et al. [117], los autores realizaron la gasificación en lecho arrastrado de cuatro combustibles (madera cruda y madera con tres condiciones de torrefacción: 300 °C, 400 °C y demo). Los experimentos se llevaron a cabo dejando constantes la presión y la relación equivalente, λ (ecuación 3.4), usando oxígeno como agente gasificante. En las tablas 3.3 y 3.4 se encuentran tanto las condiciones de operación como los análisis próximo y último de las biomasas usadas en tal estudio [117], donde cruda hace referencia a la biomasa sin torrefactar y Torr-300, Torr-340, Torr-demo hacen referencia a las condiciones de torrefacción reportadas, de acuerdo con la nomenclatura usada por los autores en su trabajo [117].

Tabla 3.3 Análisis próximo y último para biomasas usadas en estudio experimental

Parámetro

Cruda

Torr-300

Torr-340

Torr-demo

Análisis último en base seca y sin ceniza (% wt)

C (%)

51,36

54,78

66,19

53,37

H (%)

6,26

6,04

5,36

5,93

N (%)

0,20

0,20

0,30

0,10

O (%)

42,18

38,97

28,14

40,60

Análisis próximo (% wt)

Ceniza (%)

0,87

0,68

1,16

0,49

Humedad (%)

3,0

2,4

3,1

2,2

Volátiles (%)

80,03

76,42

55,04

75,01

Carbono Fijo (%)

16,10

20,50

40,70

22,30

lhv (MJ/kg)

19,15

20,57

25,06

20,09

Cruda: biomasa sin torrefactar; Torr-300, Torr-340, Torr-demo: rótulos usados por los autores citados y que hacen referencia a las condiciones (temperatura) de torrefacción.

Fuente: adaptado de Weiland et al. [117].

Tabla 3.4 Condiciones de operación usadas en estudio experimental

Parámetro

Cruda

Torr-300

Torr-340

Torr-demo

Flujo de biomasa (kg/h)

55

50

40

50

Flujo de O2 (kg/h)

34

34

33

32

Flujo de N2 (kg/h)

11

11

10

10

Presión - gasificador (bar)

2

2

2

2

Cruda: biomasa sin torrefactar; Torr-300, Torr-340, Torr-demo: rótulos usados por los autores citados y que hacen referencia a las condiciones (temperatura) de torrefacción.

Fuente: adaptado de Weiland et al. [117].

Para la validación se simularon los procesos de gasificación descritos por Weiland et al. en los dos trabajos seleccionados [116, 117] (composición de biomasa y condiciones de operación), y se compararon las variables respuesta predichas por el modelo con los datos experimentales reportados para composición molar del gas (H2, CO, CO2 y CH4), lhvgas, relación H2/CO, cge y temperatura de torrefacción. La precisión del modelo se determinó mediante la desviación media cuadrada (rmsd) y el error relativo (er). Estos parámetros se determinan mediante las ecuaciones 3.5 y 3.6, que han sido utilizadas para estimar la calidad de los resultados en trabajos de simulación previos [98, 118, 52].

(3.5)

(3.6)

Resultados de validación

En la figura 3.7 se encuentran los resultados de la validación del modelo con respecto a la relación H2/CO, poder calórico inferior del biosingás (lhv) del gas y cge. El eje x de la figura corresponde al valor experimental reportado en la literatura, y el eje y corresponde al valor calculado mediante simulaciones con el modelo presentado en este capítulo. Adicionalmente, en la tabla 3.5 se presentan los valores de er y rmsd para cada parámetro evaluado.

Figura 3.7 Resultados de validación

Fuente: elaboración propia.

Los rótulos de la leyenda corresponden a los utilizados por los autores citados [116, 117] y hacen referencia a las condiciones de operación (temperatura) de torrefacción o a la fecha de realización de sus experimentos.

Tabla 3.5 er y rmsd para validación del modelo

Parámetro

er (%)*

rmsd

Calculado como el promedio para las 8 parejas de datos experimentales y simulados.

Fuente: elaboración propia.

A partir de la figura 3.7 y los errores calculados en la tabla 3.5, se observa que el modelo presenta una adecuada predicción para la relación H2/CO, debido a que los puntos graficados se encuentran muy cercanos a línea con pendiente de 45° y los valores reportados para er y rmsd son bajos (< 12 %). De igual manera, se observa que la composición de CO y H2 presentan errores relativos y errores medios cuadráticos bajos, con un valor promedio del er menor al 10 %.

Para la composición de CO2 y CH4 en el singás (tabla 3.5), se observa que hay una baja predicción por parte del modelo para dichos parámetros, con errores relativos de 25,2 y 100 %, respectivamente. Weiland et al. [119] obtuvieron resultados similares para el CH4 al desarrollar un modelo de gasificación en equilibrio y compararlo con resultados experimentales, explicando que en un gasificador real es usual que las concentraciones de CH4 sean mayores a las predichas por un modelo en equilibrio, debido a que los cortos tiempos de residencia no permiten que haya una conversión completa del carbón. Con respecto a esto, es importante tener en cuenta que el orden de magnitud del CH4 es muy bajo con respecto a los otros compuestos en el biosingás (< 2 %vol.), por lo cual se espera que una baja predicción en la composición de este compuesto no represente errores significativos en la estimación o predicción de los parámetros energéticos globales, tales como poder calorífico y eficiencia energética en frío [78].

Con respecto a los parámetros energéticos, lhv del gas (figura 3.7b) y cge (figura 3.7c), se observa que el modelo tiende a subestimar estas variables respuesta. Pese a esto, el modelo resulta adecuado para su determinación, pues en los puntos graficados se observa que las desviaciones entre el modelo y los valores experimentales son bajas; adicionalmente, en la tabla 3.5 se muestra que los errores relativos no superan el 12 %; el rmsd asociado al lhv es de ±1,07 MJ/kg; y para la cge, de ±9 %.

Con respecto a la estimación de la temperatura (tabla 3.5), se observa que la desviación del modelo con respecto a la reportada experimentalmente presenta un er del 9,5 %, el cual es un valor aceptable. Adicionalmente, el rmsd para este parámetro es de ±155,17 °C, que resulta relativamente bajo si se considera el orden de magnitud típico de dicho parámetro en este tipo de procesos (>1000 °C).

En las figuras 3.8 y 3.9 se muestran las tendencias (experimentales y simuladas) de la relación H2/CO y el lhv con respecto a la temperatura de torrefacción de la biomasa y a la relación equivalente λ, respectivamente. Se observa, tanto en las predicciones del modelo como en los datos experimentales, que al aumentar la temperatura de torrefacción hay una disminución en la relación H2/CO y un aumento en el pci del gas, y que un aumento de λ conlleva una disminución tanto en la relación H2/CO como en el lhv. De lo anterior se concluye que, en general, el modelo es sensible a los cambios en los parámetros controlables del proceso (condiciones de torrefacción de la biomasa y la relación equivalente de oxígeno, λ), cuya capacidad de respuesta se ve reflejada en las tendencias encontradas en las variables respuesta relación H2/CO y lhv. Por tanto, es posible destacar que el modelo es capaz de predecir correctamente la tendencia de las variables analizadas. Esto indica que el modelo desarrollado es adecuado para simular el proceso de producción de un biosingás útil para la obtención de biocombustibles líquidos o productos químicos mediante gasificación de biomasa torrefactada en lecho arrastrado.

Figura 3.8 Tendencias con respecto a la temperatura de torrefacción

Fuente: datos experimentales adaptados de Weiland et al. [117].

Figura 3.9 Tendencia con respecto a λ

Fuente: datos experimentales adaptados de Weiland et al. [116].

Efecto de torrefacción y condiciones de operación en la producción de singás

A partir de los reportes encontrados en la literatura acerca del proceso de gasificación en lecho arrastrado para la producción de combustibles líquidos o productos químicos, se definen las variables del proceso y sus respectivos niveles para llevar a cabo el análisis de sensibilidad de variables de proceso y biomasa torrefactada. A continuación, se describen las variables seleccionadas y los niveles evaluados para cada una de ellas.

Condiciones de simulación

Cantidad de biomasa utilizada en el proceso

Teniendo en cuenta que el modelo mediante el cual se simula el proceso de gasificación en lecho arrastrado es en equilibrio, la cantidad de biomasa alimentada al gasificador no tiene efecto sobre el proceso analizado, es decir, los resultados obtenidos serán proporcionales a la cantidad alimentada. Debido a esto, la cantidad de biomasa utilizada en el proceso es un factor fijo.

Entre las tecnologías de gasificación de lecho arrastrado, Shell reporta plantas con capacidad entre 900 y 4.000 ton/día; y Conoco-Phillips, entre 1.600 y 2.500 ton/día, ambas para gasificación de carbón [105]. Por su parte, el proceso Choren de gasificación en lecho arrastrado de biomasa desarrollado por Carbo-V® reporta una capacidad de 3.000 ton/día de biomasa [120]. Teniendo en cuenta la capacidad de las tecnologías reportadas a nivel industrial y comercial, se seleccionó una alimentación de biomasa al gasificador de 2.500 ton/día para todas las simulaciones que se llevan a cabo.

Presión en el gasificador y agente gasificante

Entre los agentes gasificantes más utilizados se encuentran el aire, el oxígeno y el vapor. La gasificación con aire tiene como ventajas la disponibilidad y economía del proceso, sin embargo, el gas obtenido presenta bajo poder calorífico (aproximadamente 4,5 MJ/Nm3), debido a la dilución de los gases combustibles en nitrógeno. El uso de oxígeno en el proceso incrementa el poder calorífico del gas, pero hace necesario el uso de una unidad de separación de aire, aumentando el costo del proceso, por lo cual esta opción solo es factible para procesos a gran escala. La gasificación con vapor da como resultado un gas con alto poder calorífico, y rico en H2, sin embargo, debido a que este es menos reactivo que el oxígeno y a que las reacciones de reformado de vapor son endotérmicas, es necesario suministrar calor externo al sistema cuando se hace uso de vapor en los procesos de gasificación; por tal razón se recomienda hacer mezclas de oxígeno-vapor o aire-vapor como agentes gasificantes para mantener el proceso en condiciones autotérmicas [105, 121].

Para determinar la presión en el gasificador y el tipo de agente gasificante, se realizó una revisión de las tecnologías de gasificadores en lecho arrastrado disponibles comercialmente. Las características de las tecnologías encontradas se presentan en la tabla 3.6.

Tabla 3.6 Principales tecnologías de gasificación en lecho arrastrado

Tecnología

N.° de etapas

Agente gasificante

Rango de presión

Tipo de alimentación

Aplicaciones

Shell [105]

1

Mezclas oxígeno/vapor

30-40 bar

Seca

igcc* y combustibles líquidos.

Texaco [105, 122]

1

Oxígeno

70-80 bar (combustibles líquidos)

30 bar (igcc)

Slurry

igcc y combustibles líquidos.

ConocoPhillips [122]

2

Oxígeno o mezclas oxígeno/vapor

30 bar

Slurry

igcc

Siemes [123]

1

Mezclas

oxígeno/vapor

Por encima de 40 bar

Seco o Slurry

igcc, gas natural sustituto, combustibles líquidos

*igcc: gasificación integrada a ciclo combinado.

Fuente: elaboración propia.

Teniendo en cuenta que la alimentación de biomasa al gasificador se realiza en seco, de las tecnologías mostradas en la tabla 3.6, las más adecuadas son Shell y Siemens, las cuales trabajan con una presión de operación entre 30-40 bar, y a presiones mayores de 40 bar respectivamente, haciendo uso de mezclas de oxígeno-vapor como agente gasificante; con base en esto, se definió usar mezclas oxígeno-vapor como agente gasificante y una presión en un rango entre 30 y 50 bar (30, 40 y 50 bar).

Relación equivalente

Para determinar la relación equivalente, se realizó una búsqueda en la literatura de la relación oxígeno-combustible real reportada en estudios de gasificación en lecho arrastrado, ya fuera utilizando biomasa o carbón para una alimentación de combustible sólido seca.

Maurstad et al. [124] estudiaron la relación real de oxígeno/carbón en un rango entre 0,724 y 1,023 para evaluar el efecto de la calidad del carbón y de la tecnología de gasificación en el rendimiento de una planta de gasificación de carbón integrada en ciclo combinado. Buchanan et al. [125] reportaron una relación real de oxígeno/carbón de 0,80 para plantas de producción de hidrógeno a partir de gasificación de carbón. Chen et al. [9] utilizaron relaciones reales de oxígeno-biocombustible entre 0,5 y 1,1 para evaluar la gasificación en lecho arrastrado haciendo uso de diferentes combustibles: bambú, bambú torrefactado y carbón. Weiland et al. [116, 117] utilizaron una relación real de oxígeno/biocombustible de 0,62 para biomasa cruda; y, entre 0,6-0,83 para biomasa torrefactada en su estudio experimental de gasificación en lecho arrastrado. Muresan et al. [97] utilizaron una relación real de oxígeno/combustible (mezclas de biomasa y carbón) de 0,77 con adición de vapor para simular el proceso de producción de H2 mediante la gasificación en lecho arrastrado, usando diferentes mezclas de carbón-biomasa. Zheng y Furinsky [126] utilizaron relaciones oxígeno/carbón entre 0,4 y 0,9 para simular gasificación en lecho arrastrado haciendo uso de la tecnología Shell.

A partir de la relación real de oxígeno/combustible, reportada por los estudios citados anteriormente, se calculó la relación equivalente (re) de acuerdo con la ecuación 3.7, teniendo en cuenta que este es el parámetro que se desea analizar. De acuerdo con la literatura citada, se seleccionaron tres niveles para evaluar la re: 0,16; 0,18 y 0,22.

(3.7)

Relación real vapor/biomasa

Los valores de esta variable se definieron con base en estudios reportados en la literatura bajo condiciones de gasificación a presión, ya fuera utilizando biomasa o carbón. Dai et al. [127] evaluaron una relación real de vapor/carbón entre 0 y 0,22 en su estudio experimental de gasificación en lecho arrastrado, con el fin de analizar el efecto de diferentes condiciones de operación en el proceso de gasificación. Kitzler et al. [128] usaron relaciones másicas reales de 0,4 y 0,6 vapor/biomasa para la gasificación en lecho fluidizado de madera, con el fin de evaluar el efecto de las condiciones de operación en la composición del gas. Swanson et al. [89] utilizaron una relación vapor/biomasa de 0,48 para su estudio técnico-económico del proceso de producción de combustibles líquidos a partir de gasificación de biomasa en lecho arrastrado. Muresan et al. [97] usaron una relación másica real de vapor/combustible (mezclas de biomasa y carbón) de 0,07 para simular el proceso de producción de H2 mediante la gasificación en lecho arrastrado. Tapasvi et al. [109] utilizaron una relación real de vapor/biomasa entre 0,2 y 0,4 en su estudio de simulación de gasificación de biomasa torrefactada a presión atmosférica con aire y vapor, para analizar la composición del gas, las eficiencias energética y exergética con diferentes condiciones de operación para biomasa cruda y torrefactada. De esta manera, de acuerdo con la literatura encontrada, se definió una relación másica vapor/biomasa entre 0 y 0,6 con cuatro niveles: 0; 0,2; 0,4 y 0,6.

Niveles de torrefacción

Se seleccionaron los niveles de torrefacción que se usaron en el estudio presentado en el capítulo 2 de esta obra, a excepción de la torrefacción a 200 °C, debido a que se concluyó que no hay diferencias significativas entre las propiedades de la biomasa cruda y la biomasa torrefactada a 200 °C por 30 min en atmósfera inerte (N2). Así, se evaluaron tres niveles de composición de biomasa: biomasa cruda, biomasa torrefactada a 250 °C y biomasa torrefactada a 300 °C, con tiempo de torrefacción constante (30 min). La caracterización de la biomasa cruda y torrefactada se presenta en el capítulo 2 de esta obra.

Temperatura y presión en el wgsr

La reacción agua-gas es una reacción catalítica heterogénea (catalizador sólido), la cual se lleva a cabo usando un reactor de alta temperatura (entre 300 y 450 °C) y catalizadores basados en óxidos de hierro y cromo [88, 89, 129]. De acuerdo con Lima et al. [130], es recomendable llevar a cabo la reacción a temperaturas entre 350-400 °C, debido a que la conversión de la reacción se favorece con incrementos de temperatura; sin embargo, para temperaturas entre 400-500 °C el cambio es muy pequeño. Con respecto a la presión de operación, estudios realizados por Dagle et al. [131] sugieren que esta no tiene efecto en la conversión de equilibrio, por lo cual estos reactores pueden operar desde una presión atmosférica hasta 84 bar.

Teniendo en cuenta la literatura consultada, se determinó no realizar análisis de sensibilidad para las condiciones del wgsr, por lo cual se definió trabajar a una temperatura de 350 °C y presión atmosférica (1,013 bar). Para seleccionar el flujo de vapor que ingresa al wgsr se tuvo en cuenta que Dagle et al. [131] sugieren que la relación másica CO/vapor sea de 1/4 para la producción de hidrógeno, por lo cual se tomaron los resultados obtenidos para las simulaciones del proceso de gasificación para determinar el flujo másico promedio de CO en el singás. Se encontró que en promedio el CO en el biosingás que sale del gasificador tiene un flujo másico de 37,5 ton/h; por lo tanto, se fijó un flujo de vapor a la entrada del wgsr de 150 ton/h.

Porcentaje de bypass en el wgsr

Para alcanzar la relación H2/CO deseada a la salida del wgsr es necesario realizar un bypass de la corriente gaseosa antes de que esta ingrese al wgsr (figura 3.5).

Trippe et al. [88] analizaron un bypass entre el 10 y el 50 % (proporción del gas que pasa al wgsr) para la producción de combustibles líquidos y productos químicos a partir de gasificación de biomasa, mediante simulación en Aspen Plus®. Edward y Abbot [113] plantearon un proceso para incrementar el contenido de hidrógeno de un gas de síntesis obtenido a partir de gasificación, en el cual se recomienda realizar un bypass entre el 0 y el 50 %, dependiendo de la relación H2/CO deseada, y menor al 10 %vol cuando el objetivo es la producción de hidrógeno. Huisman et al. [112] realizaron un estudio para la producción de singás rico en hidrógeno, en el cual sugieren realizar un bypass del 34 % si el objetivo es la producción de metanol o dimetil-éter (dme) y del 10 % si el objetivo es la producción de hidrógeno.

De acuerdo con lo reportado por la literatura, se realizaron simulaciones preliminares teniendo en cuenta la presión, la temperatura y el flujo de vapor seleccionados en este mismo capítulo, en el apartado “Condiciones de simulación”, con el fin de fijar el bypass necesario para alcanzar la relación H2/CO deseada (1 para productos químicos y 2 para combustibles líquidos). A partir de las simulaciones previas, se determinó que para alcanzar una relación H2/CO de 1 se debe usar un bypass del 10 %, y, para una relación de 2, el bypass debe ser del 40 % (proporción del singás que entra al reactor wgsr).

Análisis de sensibilidad

El análisis de sensibilidad se realizó evaluando un factor a la vez (presión en el gasificador, re y relación real vapor/biomasa) para cada tipo de biomasa, condición de torrefacción y relación H2/CO deseada (de acuerdo al % de bypass). Se analizaron como variables respuesta la relación molar H2/CO (ecuación 3.2) y la eficiencia global del proceso (ecuación 3.3).

Debido a que el análisis de sensibilidad se llevó a cabo evaluando un factor a la vez, es necesario definir un valor fijo para el resto de las condiciones; es decir, para evaluar el efecto de la presión en el gasificador, se realizan las simulaciones variando la presión en 30, 40 y 50 bar, y se fijan las condiciones de relación vapor/biomasa y re. Las condiciones que se fijaron para las simulaciones se determinaron según estudios de la literatura o seleccionando el valor medio de los niveles analizados para cada variable, ver tabla 3.7. La re se fijó en 0,18, de acuerdo con reportes encontrados para gasificación de carbones mediante la tecnología Shell [126, 132]; la relación másica real vapor/biomasa se fijó en 0,3, tomando este valor como el punto medio del rango seleccionado para esta variable, y la presión en el gasificador se fijó en 30 bar, teniendo en cuenta la tecnología Shell seleccionada [105].

Tabla 3.7 Factores y niveles seleccionados para plan de simulación

Factor

Niveles

Presión en el gasificador (bar)

30, 40, 50

Relación equivalente (re)

0,16; 0,18; 0,22

Relación real vapor/biomasa

0; 0,2; 0,4; 0,6

Tipo de biomasa

pp, pm, ga, eg

Niveles de torrefacción

Cruda, 250 °C-30 min, 300 °C-30 min

Presión en el wgsr (bar)

1,01

Flujo de vapor wgsr (ton/h)

150

Temperatura en el wgsr (°C)

350

% de bypass en el wgsr

10 %, 40 %

Fuente: elaboración propia.

Adicionalmente, se tuvo en cuenta que la humedad de la biomasa que ingresa al proceso de secado es del 30 %, debido a que generalmente este es el contenido de agua que se logra obtener mediante el secado natural de biomasa, de acuerdo con la literatura [133, 134]. El gas de arrastre utilizado es co2, ya que la presurización de la biomasa se realiza en tolvas con CO2 para la tecnología Shell de gasificación de biomasa con alimentación en seco [98]. El flujo necesario de este gas para las tolvas es de aproximadamente 0,1 m3/ton de combustible [102, 135].

En la tabla 3.8 se observa el plan de simulaciones que se lleva a cabo para la especie pp usando un bypass del 10 %. Este mismo plan de simulaciones se realiza con un porcentaje de bypass del 40 %, con cada una de las cuatro especies analizadas y cada condición de torrefacción. Este plan de simulaciones está conformado por un total de 216 simulaciones.

Tabla 3.8 Plan de simulaciones para el proceso de gasificación de la especie pp

Parámetro de variación

Especie

Gasificador

wgsr (350 °C, 1,01 bar)

P (bar)

re

Vapor/biomasa

% bypass

Presión

pp

30

0,18

0,3

10

pp

40

0,18

0,3

10

pp

50

0,18

0,3

10

re

pp

30

0,16

0,3

10

pp

30

0,22

0,3

10

Vapor/biomasa

pp

30

0,18

0

10

pp

30

0,18

0,2

10

pp

30

0,18

0,4

10

pp

30

0,18

0,6

10

Fuente: elaboración propia.

Resultados del análisis de sensibilidad

A partir de las simulaciones realizadas, se encontró que las variables respuesta analizadas (relación H2/CO y eficiencia global) presentan una variación lineal con respecto a la variación en las condiciones de operación (presión, relación vapor/biomasa, y re). Debido a esto, los resultados se presentan mediante gráficos de barras, en los que se reportan los valores extremos para cada condición de operación (ver figura 3.10). Adicionalmente, se encontró la misma tendencia en las variables respuesta para todas las maderas analizadas, por lo cual, en esta sección solo se presentan los resultados obtenidos para la especie pp.

En las figuras 3.11 y 3.12 se encuentran los resultados del análisis de sensibilidad para la especie pp, usando un % bypass del 10 y del 40 %, respectivamente. En estas figuras se muestra el efecto de las condiciones de operación sobre las variables respuesta.

Figura 3.10 Gráfico usado para análisis de sensibilidad

Fuente: elaboración propia.

a) Variación de la relación H2/CO en el gas de gasificación para pp.

b) Variación de la eficiencia global para pp

Figura 3.11 Análisis de sensibilidad para la especie pp con bypass 10 %

Fuente: elaboración propia.

a) Variación de la relación H2/CO en el gas de gasificación para pp

b) Variación de la eficiencia global para pp

Figura 3.12 Análisis de sensibilidad para la especie pp con bypass 40 %

Fuente: elaboración propia.

Como se observa en la figura 3.10, cada uno de los parámetros de operación se muestran con una barra horizontal, las barras que tienen mayor dimensión representan los parámetros de operación que tienen un mayor efecto sobre la variable respuesta; adicionalmente, se presenta un conjunto de números a la izquierda y a la derecha de cada barra. El valor inferior (que se encuentra entre paréntesis) representa el resultado de la variable respuesta, mientras que el valor superior representa el valor de la condición de operación para la cual se obtuvo dicho resultado. El eje x representa el porcentaje de variación de la variable respuesta (H2/CO o eficiencia global) calculado mediante la ecuación 3.8.

(3.8)

Donde VRmáx y VRmín son el valor máximo y mínimo obtenidos para la variable respuesta, respectivamente. Adicionalmente, se encuentra una línea vertical que cruza en cero (0) el eje x, la cual permite analizar si el parámetro de operación tiene un efecto positivo (si la barra se encuentra al lado derecho de la línea) o negativo (si la barra se encuentra al lado izquierdo de la línea, tomando valores negativos) sobre la variable respuesta. Es de aclarar que en las figuras no se grafica el efecto de la presión sobre la variable respuesta, debido a que el porcentaje de variación para todos los casos fue menor al 1 %; se concluye entonces que este parámetro no tiene efectos significativos sobre las variables respuesta analizadas.

En las figuras 3.11 y 3.12 se observa que la relación vapor/biomasa tiene un mayor efecto para la relación H2/CO, mientras que la eficiencia global se ve afectada en mayor medida por la re. Adicionalmente, se observa que el efecto de la temperatura de torrefacción es negativo para las dos variables respuesta analizadas, puesto que al aumentar el grado de torrefacción (temperatura), disminuye tanto la relación H2/CO como la eficiencia global del proceso, pues, aunque el uso de biomasa torrefactada disminuye la energía asociada al proceso de trituración, se genera un consumo energético en el proceso de torrefacción y se aumenta el consumo energético en la etapa de secado. Esto se debe a la pérdida de masa asociada al proceso de torrefacción, la cual debe ser compensada alimentando con más biomasa cruda el proceso de secado, para garantizar un flujo constante de materia prima a la entrada del gasificador, lo cual disminuye la eficiencia global del proceso.

Los resultados del modelo simulado en este capítulo permiten concluir que, aunque el proceso de torrefacción genera un aumento en la densidad energética del biocombustible sólido, el uso de este pretratamiento no es adecuado para procesos cuyo objetivo sea la producción de productos químicos o combustibles líquidos con las especies analizadas, debido a que aumenta la producción de CO y se disminuye la eficiencia global del proceso a causa del aumento en los gastos energéticos asociados a los pretratamientos de secado y torrefacción. Sin embargo, en trabajos futuros es posible plantear métodos de cogeneración e integración energética que impacten de modo positivo la eficiencia del proceso.

Para seleccionar las condiciones de operación que permitieran obtener la relación H2/CO deseada, se realizó un análisis paramétrico para cada escenario (1= bypass 10 % y 2= bypass 40 %) mediante Aspen Plus®. Se realizaron variaciones en la re (entre 0,160 y 0,225) y la relación vapor/biomasa (entre 0 y 0,62) a una presión fija de 30 bar, teniendo en cuenta que la presión no presentó efecto significativo sobre las variables respuesta. Este estudio se realizó únicamente para las biomasas crudas (pp, pm, eg y ga), debido a las menores eficiencias alcanzadas por el pretratamiento de torrefacción de estas especies de acuerdo con lo analizado anteriormente.

En la figura 3.13 se muestra el resultado del análisis paramétrico para el pp con un bypass del 10 %. En esta gráfica se observa que los puntos que cortan la línea que delimita la relación molar H2/CO =1,0 (línea de color negro), son aquellos conjuntos de los parámetros de operación (er y relación vapor/biomasa) con los cuales es posible que el singás alcance la relación deseada para la producción de productos químicos (H2/CO =1). Es decir, el primer punto de corte indica que se alcanza una relación H2/CO =1,0 al usar una re de 0,165 y una relación vapor/biomasa de 0,192, y así sucesivamente.

Figura 3.13 Análisis paramétrico para pp con bypass 10 %

Fuente: elaboración propia.

Con el fin de determinar entre el conjunto de parámetros de operación encontrados cuál es el más eficiente, se realizó la simulación tomando estos valores de H2/CO =1,0 y se halló la eficiencia global. Los resultados para la especie pp con un bypass del 10 % se encuentran en la tabla 3.9; mediante estos resultados se observa que la mayor eficiencia se alcanza para la menor re y la menor relación vapor/biomasa. Esto se debe a que una menor re y una menor relación vapor/biomasa reducen los consumos energéticos de la asu y el flujo de vapor (entalpía), lo cual aumenta la eficiencia global del proceso (ver ecuación 3.3). Para las otras especies se obtuvo la misma tendencia en cuanto a la eficiencia global.

Tabla 3.9 Eficiencia global para valores de re y relación vapor/biomasa

Especie

% bypass

re

vapor/biomasa

Eficiencia global

PP

10 % bypass

0,165

0,192

62 %

0,173

0,240

60 %

0,180

0,288

58 %

0,187

0,336

56 %

0,194

0,384

55 %

0,200

0,432

53 %

0,207

0,480

51 %

0,214

0,528

50 %

0,220

0,576

48 %

Valores determinados mediante análisis paramétrico.

Fuente: elaboración propia.

Finalmente, en la tabla 3.10 se presentan las eficiencias globales máximas alcanzadas por cada especie forestal para el conjunto de parámetros re y relación vapor/biomasa; dichas eficiencias fueron determinadas mediante el análisis paramétrico. El objetivo fue analizar cuál de las biomasas permite obtener la mejor eficiencia, y, por tanto, determinar cuál es la recomendada entre las especies analizadas para este tipo de procesos. De acuerdo con los resultados, se observa que la eficiencia no presenta una variación significativa para las especies estudiadas. Esto permite concluir que, para el proceso de producción de un singás útil para la producción de productos químicos o combustibles líquidos, es posible hacer uso de cualquiera de las especies analizadas (pp, pm, ga, eg) usando las condiciones mostradas en la tabla 3.10, con un bypass del 10 %, cuando el objetivo sea la producción de productos químicos, y un bypass del 40 % para la producción de combustibles líquidos. Con base en lo anterior, se concluye que el suministro de materia prima (maderas de cultivadas en plantaciones comerciales) para biorrefinerías termoquímicas estaría asegurado debido a la similitud de la composición de las biomasas, y los resultados de la producción de un gas de síntesis de alta calidad.

Tabla 3.10 Resultados eficiencia global máxima para valores de re y relación vapor/biomasa

Especie-% bypass

re

vapor/biomasa

Eficiencia global

pp 10 % bypass

0,165

0,192

62 %

pp 40 % bypass

0,160

0,192

61 %

ga 10 % bypass

0,165

0,192

62 %

ga 40 % bypass

0,162

0,192

61 %

pm 10 % bypass

0,164

0,192

62 %

pm 40 % bypass

0,160

0,192

61 %

eg 10 % bypass

0,163

0,240

61 %

eg 40 % bypass

0,169

0,288

58 %

Valores determinados mediante análisis paramétrico.

Fuente: elaboración propia.

Conclusiones

Se desarrolló un modelo en equilibrio en Aspen Plus®, útil para simular el proceso de producción de biocombustibles líquidos o productos químicos mediante gasificación de biomasa en lecho arrastrado. El modelo predice satisfactoriamente parámetros de interés como eficiencia del proceso de cge, relación molar H2/CO y poder calórico inferior del biosingás (lhv); además de ser sensible a los cambios en los parámetros de entrada, como la temperatura de torrefacción y la relación equivalente, λ. Por tanto, se puede considerar el modelo como una herramienta útil para simular el proceso de gasificación de biomasa en lecho arrastrado como paso previo a la producción de biocombustibles líquidos o productos químicos.

De acuerdo con los resultados obtenidos mediante el análisis de sensibilidad y el análisis paramétrico, se puede concluir que: 1) la presión no tiene efectos significativos sobre las variables respuesta analizadas, debido a que los porcentajes de variación fueron menores al 1 %; 2) el uso de la torrefacción, como pretratamiento de las especies analizadas, no es adecuado para procesos de gasificación en los cuales el objetivo sea la producción de productos químicos o combustibles líquidos, debido a que aumenta la producción de CO y se disminuye la eficiencia global del proceso, por los mayores consumos de energía asociados a los pretratamientos de secado y torrefacción. En trabajos futuros se plantearán estrategias de optimización energética para evaluar su efecto en la eficiencia, y 3) para el proceso y tipos de biomasa evaluados, el tipo de madera utilizada no tiene efectos significativos sobre la eficiencia del proceso, la relación de H2/CO y el poder calorífico del gas debido a la similitud en su composición (análisis último y próximo).

Capítulo 4. Caracterización y uso
del biocarbón subproducto de la gasificación

Laura Suárez Hernández, Rolando Barrera Zapata, Juan Fernando Pérez Bayer

Introducción

El biocarbón es un subproducto obtenido a partir de la transformación termoquímica de biomasa (calor, potencia, combustibles o productos químicos) en un ambiente limitado de oxígeno [136-138]. Los procesos termoquímicos más comunes para su obtención son la pirólisis y la gasificación [137, 139, 140]. Las aplicaciones más comunes del biocarbón incluyen remediación de suelos, secuestro de carbono, tratamiento de aguas residuales, entre otros [137].

Las propiedades del biocarbón dependen, en gran medida, de la materia prima utilizada y de las condiciones de operación durante su producción; por lo tanto, conocer las propiedades físicas y químicas del biocarbón es fundamental para identificar sus posibles usos y aplicaciones, en aras de desarrollar estrategias que contribuyan a una economía circular de la biomasa [141-143]. Para caracterizar las propiedades del biocarbón, se hace uso de diferentes análisis. Las propiedades físicas del biocarbón son generalmente estudiadas mediante el método de fisisorción de nitrógeno de Brunauer-Emmet-Teller (bet). Para observar la morfología y el análisis superficial de los biocarbones, la microscopía electrónica de barrido (sem) y la energía dispersiva por rayos x (edx) son usadas comúnmente [142, 144-146]. Para identificar cualitativamente los cambios en los grupos funcionales de las muestras de biocarbones y suelos, se utiliza frecuentemente la espectroscopía infrarroja por transformada de Fourier (ftir) [139]. Por su parte, la determinación de la cantidad de ceniza y material orgánico se realiza generalmente a partir de análisis próximo, análisis elemental y métodos termogravimétricos.

Algunos autores han estudiado el efecto de la temperatura sobre las propiedades del biocarbón obtenido a partir de pirólisis. Jindo et al. [142] realizaron pirólisis de cáscara de arroz, paja de arroz, virutas de madera de manzano (Malus pumila) y roble (Quercus serrata) a temperaturas entre 400 y 800 °C; encontraron mediante análisis próximo, último, bet y ftir que el aumento en las temperaturas del proceso conlleva una disminución en las relaciones H/C y O/C, incrementos en el área superficial de los biocarbones, mayor desarrollo de compuestos aromáticos y disminución en los grupos alifáticos. Ghani et al. [147] evaluaron las propiedades del biocarbón producido a partir de la pirólisis de residuos de aserrín de madera a temperaturas entre 450 y 850 °C. Observaron mediante análisis bet que el área superficial es dependiente de la temperatura de pirólisis y encontraron que es menor de 10 m2/g para las bajas temperaturas y alrededor de 200 m2/g para las altas temperaturas. Adicionalmente, a partir de análisis elemental encontraron que el contenido de carbono aumenta al incrementar la temperatura de pirólisis, mientras que el contenido de nitrógeno, hidrógeno y oxígeno disminuye. Kim et al. [148] evaluaron las propiedades del biocarbón derivado (Pinus Rigida) producido mediante pirólisis a temperaturas entre 300 y 500 °C. Obtuvieron áreas bet entre 2,9 y 175 m2/g, las cuales incrementan con la temperatura de pirólisis. Finalmente, mediante tga, encontraron que un aumento en la temperatura de pirólisis produce carbones más estables con alta resistencia al calor. Azargohar et al. [146] obtuvieron biocarbones a partir de pirólisis de residuos agrícolas, residuos forestales y gallinaza a temperaturas entre 400 y 550 °C. Mediante análisis sem detectaron que los biocarbones presentan una estructura porosa rudimentaria, con áreas bet menores a 5 m2/g. Mediante tga obtuvieron que los biocarbones son más estables con respecto a las biomasas precursoras, siendo mayor para las altas temperaturas de pirólisis. Shaaban et al. [149] produjeron biocarbón a partir de aserrín de madera de caucho a diferentes temperaturas y diferentes tiempos de residencia; encontraron que la mayor área superficial bet (5,5 m2/g) correspondía al biocarbón obtenido a la temperatura más alta (700 °C) y el mayor tiempo de retención (3 h).

Otros autores han estudiado las propiedades de biocarbones obtenidos por diferentes procesos termoquímicos. Brewer et al. [139, 150] estudiaron las características de los biocarbones obtenidos a partir de pirólisis rápida, pirólisis lenta y gasificación (en un reactor de lecho fluidizado) de residuos de maíz, pasto varilla (switchgrass) y madera. El área superficial de los biocarbones estuvo entre 3,3 y 61,6 m2/g, e incrementa con el aumento del tiempo de residencia (pirólisis lenta > pirólisis rápida) y la temperatura (gasificación > pirólisis). Qian et al. [143], analizaron las propiedades fisicoquímicas del biocarbón derivado de la gasificación en lecho fluidizado de sorgo y switchgrass usando tres relaciones equivalentes (re): 0,20; 0,25 y 0,28. Todos los biocarbones presentaron áreas superficiales menores a 10 m2/g; sin alguna tendencia con respecto al re. Mediante los espectros ftir encontraron que las biomasas crudas presentan una estructura más alifática con respecto a los biocarbones. Luo et al. [151] analizaron el efecto de las condiciones de operación, incluyendo temperatura (200-700 °C), tiempo (1-8 h) y atmósfera (flujo de aire, aire limitado y N2) en las propiedades fisicoquímicas de los biocarbones derivados de aserrín de pino, paja de maíz y bagazo de caña. Observaron que el área superficial de los biocarbones aumenta significativamente con incrementos de temperatura. Adicionalmente, la operación con aire o largos tiempos de residencia (aumenta la carbonización) tiende a incrementar el volumen de microporos y, por lo tanto, el área superficial de los biocarbones.

En este capítulo se realiza el análisis fisicoquímico, morfológico y estructural del biocarbón obtenido como subproducto de la gasificación en lecho fijo de cinco especies forestales cultivadas en el país, con el fin de identificar posibles usos para cada uno de estos biocarbones, bien sea como biocombustible sólido, como remediador de suelos o como adsorbente en una matriz acuosa, de modo preliminar. La capacidad de adsorción de colorantes (específicamente colorante Rojo 40) se realizó mediante espectrofotometría ultravioleta-visible (uv-vis).

Metodología

Obtención de biocarbones en gasificador de lecho fijo

Los biocarbones (bc) fueron obtenidos a partir de la gasificación en lecho fijo de las especies forestales eg, am, ga, pp y pm. Los procesos se llevaron a cabo a presión atmosférica, utilizando biomasas con formas y tamaños similares (astillas con tamaños entre 4-10 mm). Se hizo uso de aire como agente gasificante con una velocidad superficial de 0,1 m/s (±5 % m/s) para todos los experimentos. La descripción completa del proceso experimental, así como la caracterización fisicoquímica de las biomasas, se encuentra descrita por Lenis et al. [152].

La temperatura máxima alcanzada para los procesos de gasificación fue de aproximadamente 700 °C. Se obtuvieron eficiencias en frío entre 25,8 y 30,9 %. El pci del gas obtenido estuvo entre 2,5 y 3,0 MJ/Nm3, y la composición del gas estuvo compuesto principalmente por CO, CO2, CH4, H2 y N2, con concentraciones volumétricas promedio de 13, 16, 2, 4 y 64 %, respectivamente [152]. En la tabla 4.1 se presenta la nomenclatura utilizada para los bc analizados en este capítulo.

Tabla 4.1 Nomenclatura usada para biocarbones obtenidos bajo condiciones de gasificación

Nomenclatura

Especificación del biocarbón

bc-pp

Biocarbón obtenido a partir de la especie Pinus patula

bc-ga

Biocarbón obtenido a partir de la especie Gmelina arborea

bc-pm

Biocarbón obtenido a partir de la especie Pinus maximinoi

bc-eg

Biocarbón obtenido a partir de la especie Eucalyptus grandis

bc-am

Biocarbón obtenido a partir de la especie Acacia magnium

Fuente: elaboración propia.

Análisis próximo y elemental

La humedad se determinó por pérdida de peso con calentamiento hasta 120 °C en una balanza de humedad Shimadzu MOC-120H®. El análisis elemental se analizó por duplicado en un equipo TruSpec Micro® Leco (C, H, O, N, S), mediante el método ASTM D-5373-08. El análisis próximo se determinó a partir de tga en el equipo TGA Q500 V20.8 Build 34®.

tga

El tga se llevó a cabo en un equipo tga Q500® de TA Instruments. El proceso de calentamiento consistió en tres etapas en atmósfera inerte: se inició a una velocidad de calentamiento de 40 °C/min hasta 120 °C, se mantuvo constante la temperatura por 12 min y, finalmente, se llevó el sistema a una temperatura de 800 °C a la misma velocidad de calentamiento.

Poder calorífico

El pcs se calculó a partir del contenido de C, H, O, N, S y cenizas de la biomasa de acuerdo con la correlación propuesta por Channiwala y Parikh (ecuación 4.1) [153].

PCS = 0,3491C + 1,1783H + 0,1005S - 0,10340O - 0,0151N - 0,0211Ceniza

(4.1)

Donde el pcs se encuentra en MJ/kg y C, H, O, N, S y ceniza hacen referencia al porcentaje en masa del carbono, hidrógeno, oxígeno, nitrógeno y ceniza, respectivamente, en base seca.

Análisis morfológico y estructural

Área superficial

El área superficial de los materiales se determinó mediante el método bet con isotermas de N2 medidas a 75,2 K. Se usó un instrumento Quantachrome Autosorb Automated®. Para cada experimento se utilizaron 100 mg de biocarbón sólido.

Microscopía electrónica de barrido (sem)

Las muestras se analizaron mediante un microscopio de barrido electrónico de alta resolución (hrsem) JEOL 7600F® con una aceleración de 30 kV y una resolución teórica de 1. Para el análisis, se depositó la muestra sólida dispersada en etanol puro en una rejilla de cobre previamente cubierta con una capa delgada de biocarbón. Adicionalmente, el análisis de dispersión de energía por rayos x (edx) se llevó a cabo usando un modelo INCA®, Oxford de Si (Li).

Pruebas de adsorción en una matriz acuosa

Para el estudio preliminar de adsorción de los biocarbones se seleccionó el colorante Rojo 40, debido a que reporta amplio uso en la industria alimentaria (coloración de helados, repostería e industria cárnica) y en la elaboración de tintas [156, 157]. Las pruebas de adsorción se realizaron para cada uno de los biocarbones producidos (bc-am, bc-ga, bc-pp, bc-pm, bc-eg) y para un carbón activado comercial (blanco), cuya área superficial bet es de 799,27 m2/g; se adicionaron 2 cantidades diferentes de biocarbón correspondientes a 50 y 100 mg.

Para realizar las pruebas de adsorción, se preparó una solución de Rojo 40 a una concentración de 100 ppm y se llevó a un pH de 2 [154, 153]. En un Erlenmeyer se adicionaron 50 ml de la solución preparada y una cantidad de biocarbón determinada (50 o 100 mg). El montaje se agitó a 120 rpm por 24 h a 25 °C. Una vez transcurridas 24 h, se filtró la muestra y se determinó la concentración del colorante residual mediante espectrofotometría uv-vis, usando el método lineal con un espectrofotómetro (Thermo Spectronic Helios® α) a una longitud de onda de 505 nm.

Se determinó la capacidad de adsorción (q), de acuerdo con la ecuación 4.2. Este parámetro se encuentra asociado a la efectividad del adsorbente que depende también del sistema adsorbente-adsorbato [155]:

(4.2)

Adicionalmente, se determinó el porcentaje de remoción (%R) de acuerdo con la ecuación 4.3 [154].

(4.3)

Donde q es la capacidad de adsorción (mg adsorbidos de colorante/g de biocarbón), Co es la concentración inicial de la solución (mg/L), Cf es la concentración final (mg/L), V es el volumen de la solución (L) y W es la masa del adsorbente seco (g).

Resultados y análisis

Análisis próximo, último, termogravimétrico y poder calorífico

En la tabla 4.2 se presenta el análisis próximo, último y poder calorífico de los biocarbones obtenidos como subproducto de la gasificación en lecho fijo de las especies forestales. Al comparar el análisis próximo de los biocarbones con los obtenidos para las biomasas crudas (ver figura 2.6a), se observa que el proceso de gasificación genera una disminución del contenido de volátiles y un aumento en el contenido de carbono fijo y cenizas. Estos resultados son coherentes con los termogramas de los biocarbones (figura 4.1), en los cuales se observa que el rango de pérdida de masa es menor para los biocarbones en comparación con las biomasas crudas (ver figura 2.3), lo cual sugiere una menor reactividad por parte de los biocarbones, debido a la pérdida de volátiles que se da en el proceso de gasificación.

Tabla 4.2 Análisis próximo y último para biocarbones obtenidos a partir de gasificación en lecho fijo

Parámetro

bc-pm

bc-pp

bc-eg

bc-am

bc-ga

Análisis último en base seca y sin ceniza (%wt)

C

91,28

89,60

89,73

86,68

90,36

H

1,80

2,11

1,57

2,24

1,43

N

0,15

0,30

0,26

0,47

0,15

S

0,81

0,78

0,85

0,82

0,81

O

5,96

7,21

7,59

9,79

7,25

Análisis próximo en base húmeda (%wt)

Cenizas

1,15

1,29

2,16

1,67

2,18

Humedad

2,00

1,33

1,78

1,79

1,78

Carbono fijo

84,01

87,87

84,71

73,32

84,45

Material volátil

12,84

9,51

11,35

23,23

11,59

pcsb.s. (MJ/kg)

33,425

33,067

32,426

31,962

32,513

Fuente: elaboración propia.

Figura 4.1 tga para biocarbones obtenidos a partir de gasificación en lecho fijo

Fuente: elaboración propia.

Adicionalmente, a partir de la tabla 4.2, se observa que los biocarbones presentan una humedad en torno al 2 %, lo cual se atribuye a la humedad adsorbida de la atmósfera durante el tiempo que transcurrió entre la finalización del proceso de gasificación y el análisis de las muestras [143].

De acuerdo con los termogramas (figura 4.1), se observa que, entre las muestras analizadas, el biocarbón más reactivo es el bc-am, pues presenta mayor pérdida de masa en los termogramas, lo cual se debe a mayor contenido de volátiles.

El análisis último de los biocarbones se presenta en el diagrama de Van Krevelen (figura 4.2), mediante las relaciones atómicas O/C y H/C; se observa que los biocarbones obtenidos tienen bajas relaciones de O/C y H/C en comparación con las biomasas crudas (ver figura 2.5b), lo cual es un indicativo del desarrollo de estructuras aromáticas en los biocarbones, pues, según Kim et al. [148], relaciones atómicas H/C menores a 0,5 indican una deficiencia de H en las moléculas, lo cual se atribuye a la presencia de estructuras de anillos aromáticos [146]. Adicionalmente, se observa que los biocarbones obtenidos presentan alto rango energético (similar a las antracitas), lo cual se ve reflejado en el poder calorífico presentado en la tabla 4.2; dicho poder calorífico es mayor a 30 MJ/kg para todos los biocarbones analizados, y es más alto para el bc-pm; por ello, los biocarbones desarrollados podrían tener usos potenciales como energéticos. Sin embargo, en el tga (ver figura 4.1), se observa que la descomposición térmica de los biocarbones obtenidos es lenta, lo cual podría estar relacionado con baja reactividad y, por ende, con altas energías de activación para la liberación de volátiles, restando capacidad de reacción al combustible sólido, lo cual disminuiría rendimientos de conversión asociados a los procesos de gasificación o combustión [156].

Figura 4.2 Diagrama de Van Krevelen para biocarbones obtenidos a partir de gasificación en lecho fijo

Fuente: elaboración propia.

Análisis morfológico y estructural

Análisis bet

En la tabla 4.3 se encuentran las principales características superficiales de los biocarbones obtenidos como subproducto de la gasificación en lecho fijo. De acuerdo con el tamaño promedio de poro, todas las muestras analizadas se pueden clasificar como mesoporosas, debido a que presentan tamaños de poro entre 0,2 y 50 nm [157].

Tabla 4.3 Porosidad de la superficie de los biocarbones

Muestra

Área superficial bet (m2/g)

Diámetro promedio de poro (nm)

Volumen total de poro (cm3/g)

bc-am

48,73

4,249

0,052

bc-ga

1,69

47,06

0,020

bc-eg

30,10

5,313

0,040

bc-pp

299,3

2,604

0,195

bc-pm

52,81

3,748

0,049

Fuente: elaboración propia

Con respecto al área superficial bet, se observa que el biocarbón derivado de la especie pp (bc-pp) presenta la mayor área superficial, con un valor de 299,3 m2/g, mientras que el biocarbón derivado de la especie ga (bc-ga) presenta la menor área superficial, con un valor de 1,7 m2/g. Algunos autores han obtenido áreas superficiales con valores del mismo orden de magnitud para biocarbones derivados de procesos de gasificación. Qian et al. [143] obtuvieron biocarbones con áreas superficiales entre 0,7 y 60 m2/g a partir de la gasificación en lecho fluidizado, mientras que Brewer [139] obtuvo biocarbones con áreas superficiales entre 24 y 31 m2/g a partir de la gasificación en lecho fluidizado burbujeante de residuos de maíz y switchgrass.

Según las áreas superficiales determinadas, se espera que entre los biocarbones obtenidos el derivado de la especie pp tenga aplicaciones similares a las del carbón activado en cuanto a la capacidad de adsorción [139, 143]. Al comparar el área superficial bet de los biocarbones analizados respecto a la del carbón activado, la cual es superior a 500 m2/g [158], se podría concluir que, a excepción del bc-pp, los biocarbones desarrollados presentan áreas superficiales bajas, por lo cual se infiere que presentarán baja capacidad de adsorción, haciendo que sea necesario realizar procesos de activación si se desea hacer uso de estos para aplicaciones como adsorbente.

Análisis sem-edx

En la figura 4.3 se encuentran las micrografías sem para los biocarbones analizados, mediante las cuales se observa que, en general, todas las muestras presentan amorficidad. El más amorfo es el biocarbón obtenido a partir de la especie ga (bc-ga), cuyos microgramas muestran poros poco definidos y aparentemente débiles.

Entre las muestras evaluadas, los biocarbones bc-pp, bc-pm y bc-am presentan un mejor desarrollo de poros (poros mejor definidos), con tamaños de poro más pequeños con respecto a los poros desarrollados por las otras dos especies (bc-eg y bc-ga). Para el bc-ga, se observa que los poros son poco uniformes, débiles y de tamaño mucho mayor en comparación con las otras muestras. Estos resultados son coherentes con los resultados obtenidos mediante análisis bet, en los cuales se encontró que el biocarbón bc-pp presenta mayor área superficial entre las muestras analizadas y menor tamaño de poro, mientras que el bc-ga presenta la menor área superficial y el mayor tamaño de poro (tabla 4.3). Esto permite afirmar que entre los biocarbones analizados, se espera que el bc-pp tenga mejor capacidad de adsorción.

Figura 4.3 Micrografías sem para biocarbones

Fuente: elaboración propia.

En la tabla 4.4 se encuentra la composición de carbono y oxígeno en la superficie del biocarbón. Se observa que los biocarbones analizados presentan un contenido similar de oxígeno y carbono, lo cual indica que todos los biocarbones tuvieron un grado de carbonización similar; esto se atribuye a que las temperaturas alcanzadas en los procesos de gasificación estuvieron alrededor de 700 °C para todos los casos [152].

Tabla 4.4 Contenido de carbón, oxígeno y algunos minerales en la superficie de los biocarbones

Muestra

C

O

Na

Al

K

Ca

bc-am

81,63

18,07

0,11

---

0,09

0,1

bc-ga

88,36

9,12

---

---

1,33

0,89

bc-eg

87,51

10,25

---

---

0,41

0,54

bc-pp

86,36

11,63

---

---

0,74

1,07

bc-pm

89,17

10,06

---

0,24

0,30

0,24

Muestras obtenidas mediante sem-edx (%w).

Fuente: elaboración propia.

Adicionalmente, la composición de Na, K y Ca para las muestras analizadas indica que la distribución del contenido de estos minerales es una característica importante cuando el biocarbón es utilizado como remediador de suelos, debido a que estos minerales son nutrientes necesarios para el crecimiento de las plantas [143]. Entre las muestras analizadas, el bc-ga presenta el mayor contenido de minerales, por lo cual este podría ser el biocarbón más útil para aplicaciones como remediador de suelos. Sin embargo, es importante realizar análisis de metales pesados como P, Al, Cr, Ni, Cu, Fe y Mn, debido a que estos no son deseados para el crecimiento de las plantas [143].

Pruebas de adsorción en matrices acuosas coloreadas

En la tabla 4.5 se muestran la capacidad de adsorción (q) y el porcentaje de remoción (%R) para el colorante Rojo 40. Se puede observar que todos los biocarbones analizados presentan remoción para dicho colorante y, por lo tanto, se concluye que tienen capacidad de adsorción. Adicionalmente, se aprecia que con el aumento de la cantidad de biocarbón de 50 a 100 mg, aumenta el porcentaje de remoción, pero disminuye la capacidad de adsorción. Esto se atribuye a que la capacidad de adsorción se encuentra relacionada con la cantidad de colorante adsorbido con respecto a la cantidad de biocarbón adicionado.

Tabla 4.5 Capacidad de adsorción y porcentaje de remoción para colorante Rojo 40

Muestra

q (mg colorante/g biocarbón)

%R

50 mg de biocarbón

100 mg de biocarbón

50 mg de biocarbón

100 mg de biocarbón

bc-pm

25,24

14,29

25,31

28,66

bc-pp

40,28

25,06

40,38

50,25

bc-eg

20,98

13,74

21,03

27,54

bc-ga

11,51

11,23

11,54

22,52

bc-am

14,48

10,12

14,52

20,29

Blanco

96,34

48,17

96,59

96,59

Fuente: elaboración propia.

Entre los biocarbones analizados, se observa que el bc-pp es el que presenta mayor capacidad de adsorción y mayor porcentaje de remoción, mientras que el bc-ga tiene menores resultados para estas propiedades, lo cual se puede atribuir al área superficial bet, pues el bc-pp muestra mayor área superficial (299,3 m2/g), y el bc-am presenta menor área superficial (1,7 m2/g).

Aunque los biocarbones analizados presentaron una capacidad de adsorción y un porcentaje de remoción positivos, se observa que los valores alcanzados para estas propiedades con respecto al blanco (carbón activado comercial) son relativamente bajos, pues este último muestra un porcentaje de remoción cercano al 100 % debido a su área superficial bet de ~800 m2/g. Esto indica que, si bien los biocarbones analizados presentan capacidad para adsorber el colorante Rojo 40, es recomendable evaluar procesos de activación que permitan aumentar el área superficial y, en consecuencia, mejorar su capacidad de adsorción.

Conclusiones

De acuerdo con la caracterización fisicoquímica, morfológica y estructural realizada para los biocarbones obtenidos mediante gasificación en lecho fijo de am, gm, pp, pm y eg, se puede concluir que cada biocarbón analizado es útil para diferentes aplicaciones específicas. Según los análisis próximo, último y termogravimétricos, los biocarbones analizados presentan un poder calorífico en torno a 30 MJ/kg, pero con un contenido de material volátil bajo y, en consecuencia, una baja tasa de descomposición térmica, a excepción del biocarbón obtenido de la especie am, el cual presenta un mayor contenido de material volátil. De esta manera, para aplicaciones energéticas como procesos de gasificación o combustión, de los biocarbones analizados, el más útil es el bc-am.

Las micrografías sem permiten concluir que los biocarbones que tuvieron mejor desarrollo de poros fueron los bc-pp, bc-pm y bc-am. De igual manera, los análisis bet mostraron que el biocarbón que presenta mayor área superficial y menor tamaño de poro es el bc-pp, con 299,3 m2/g y 2,6 nm respectivamente, por lo cual este biocarbón mostró la mayor capacidad de adsorción para el colorante Rojo 40. Esto permite concluir que el biocarbón obtenido a partir de la especie pp tiene posibles usos como adsorbente. Sin embargo, al comparar la capacidad de adsorción de este con respecto a la de un carbón activado comercial, se concluye que es necesario un proceso de activación para mejorar las propiedades de adsorción.

Finalmente, los análisis sem-edx permiten concluir que, debido a la presencia de minerales como K, Na y Ca, los biocarbones analizados podrían ser usados como remediadores de suelo, aunque es importante realizar análisis de metales pesados como P, Al, Cr, Ni, Cu, Fe y Mn, debido a que estos no son deseados para el crecimiento de las plantas.

Capítulo 5. Análisis preliminar del mercado de productos agroenergéticos a partir de maderas cultivadas en Colombia

Gloria Lucía Ramírez Córdoba, Catherine Johana Rincón Maya, Juan Fernando Pérez Bayer

Introducción

En este capítulo se presenta un estudio preliminar de mercado, basado en análisis de oferta y demanda de los productos derivados de biorrefinerías bajo procesos termoquímicos, utilizando la madera proveniente de plantaciones comerciales en Colombia como materia prima. Inicialmente, se hace un análisis preliminar del mercado de la biomasa forestal con el objetivo de identificar la oferta futura de materia prima, teniendo en cuenta el área forestal plantada (actual y potencial) que posee Colombia, y la producción de madera en rollo, que al parecer muestra una tendencia creciente en demanda y precio.

El análisis de la demanda consistió en identificar las oportunidades de mercado a nivel nacional e internacional de los principales productos derivados de biorrefinerías, tales como generación de energía eléctrica para bajas-medias potencias; biocombustibles gaseosos de alta calidad, sólidos (pélets y briquetas) y líquidos. La bioenergía, producida a través de la gasificación de biomasa, sería principalmente aplicable en Colombia en zni, por sus características, tales como baja densidad poblacional, nivel de consumo eléctrico promedio, capacidad de pago, nivel de recaudo y sus altos costos de prestación del servicio [161]; en algunos casos, con alto potencial en la producción de biomasa por las áreas establecidas con plantaciones forestales.

Para la escala de generación esperada en las zni, se encontró que la mejor opción en cuanto a tecnologías que operan con biomasa es la gasificación en lecho fijo acoplada a motores de combustión interna [160, 161], cuyo costo de generación por kWe-h puede ser hasta cuatro veces menor que el obtenido por plantas diésel, lo que constituye una ventaja competitiva para este producto.

El combustible gaseoso, obtenido a través de la gasificación de biomasa en lecho arrastrado, es un biosingás de alta calidad que puede ser un sustituto del gas natural en caso de déficit de este energético, lo que aumenta las expectativas para este producto en el mercado nacional.

De los productos que se pueden obtener con maderas provenientes de plantaciones como resultado de sus actividades silvícolas, como el manejo y el aprovechamiento, sobresalen los combustibles sólidos en forma de pélets y las briquetas de carbón (biocarbón). La demanda y la oferta mundial de estos productos van en aumento desde el año 2010, y se espera que esa tendencia continúe hasta el 2030; incluso, que la demanda supere la oferta.

Se puede esperar que las briquetas de biocarbón tengan gran potencial para el uso domiciliario en aplicaciones de cocción y calefacción eficiente, con ventajas energéticas, características renovables y menor impacto ambiental.

Finalmente, el estudio evidencia que la demanda global de combustibles líquidos estará cubierta por la oferta; sin embargo, se espera que la preferencia por las fuentes renovables de energía siga creciendo, con lo cual este tipo energético renovable ganaría mercado y estaría favorecido por el crecimiento promedio anual de precios, lo cual muestra una gran oportunidad de mercado para biorrefinerías integradas a plantaciones forestales comerciales en Colombia.

Oferta de madera de plantaciones forestales comerciales

En la actualidad, se han venido generando políticas energéticas mundiales que buscan reducir la dependencia de los combustibles fósiles como principal fuente de suministro de energía, y se han diseñado diferentes estrategias para hacer posible la transición a los recursos renovables que mitiguen los impactos ambientales en su aprovechamiento.

La energía renovable es la que se deriva de los procesos naturales que se reponen constantemente, esto en consonancia con los dictámenes de la Agencia Internacional de la Energía (iea), en los que se destacan las energías eólica, hidroeléctrica, mareomotriz, solar térmica y fotovoltaica y la biomasa. En la figura 5.1 se muestra la matriz energética global, en la que se destaca que el aporte de la biomasa a las energías renovables es en torno al 90 %.

Figura 5.1 Canasta de energía primaria a 2008

Desglose del suministro total de energía primaria, 12.267 millones de toneladas equivalentes de petróleo, excluido el comercio de electricidad. Los dendrocombustibles constituyen el 90 % de los renovables y desechos combustibles (estimación de la fao). No se incluyen las proporciones inferiores al 0,1 %, por lo que puede que el total no ascienda al 100 %.

Fuente: adaptada de fao [164].

La biomasa forestal proveniente de plantaciones comerciales, en particular, es la fuente energética a la que se hará referencia en este capítulo. La biomasa forestal de rápido crecimiento, como base material del sector energético, es una alternativa sostenible frente al uso de los combustibles fósiles líquidos, sólidos y gaseosos. El aprovechamiento energético de este recurso renovable posee un bajo potencial de calentamiento global por menores emisiones de CO2 [162]; caso contrario ocurre con los combustibles fósiles, que aumentan las emisiones de CO2 por su ciclo abierto de aprovechamiento, incrementando el efecto de calentamiento global [163].

En esta sección se caracteriza la biomasa forestal proveniente de la explotación comercial, de las actividades resultantes del manejo silvícola de las plantaciones, como pueden ser las podas, las entresacas y el aprovechamiento final. No se considera como biomasa la madera proveniente de bosques, entre los que se destacan las selvas húmedas tropicales, ni bosques primarios, ya que aprovechar estos bosques naturales como energía solo implicaría poner en riesgo el equilibrio del planeta y la consecuente pérdida de la biodiversidad. Por ello se hace un llamado a la conservación y preservación de los bosques naturales colombianos.

A nivel mundial, desde 1990 hasta el 2010 se observó una tendencia creciente de las plantaciones forestales comerciales, que pasaron de 140 millones en 1999 a 264 millones en el 2010. Las plantaciones comerciales representan un 7 % del área total de los bosques del mundo, las cuales vienen creciendo aproximadamente a una tasa de ~5 millones de ha por año (ver figura 5.2) [165]. Gran parte del área plantada proviene de China, con aproximadamente 45 millones de ha; también se destaca que a nivel mundial el 75 % de las plantaciones comerciales se establecen con especies nativas; y el restante 25 %, con especies introducidas [165].

Figura 5.2 Tendencias en el área de bosques plantados 1990-2010

Fuente: adaptada de fao [165].

La oportunidad para aprovechar el potencial silvicultural de Colombia, de acuerdo con el Plan Nacional Forestal 2020, representa para la biomasa una vía de mercados como alternativa energética. El país cuenta con aproximadamente veinte millones de ha para el establecimiento de plantaciones comerciales sostenibles, y, a la fecha, solo se tienen 450.000 ha plantadas. A pesar de las bajas cifras, gran parte de los núcleos forestales y sus respectivas empresas han desarrollado una silvicultura de alta calidad, desde su germoplasma hasta las actividades de manejo y transformación de la madera, razón por la cual, en el estudio “Tendencias y perspectivas del sector forestal en América Latina y el Caribe”, realizado por la fao en el 2006, se determinó que Brasil, Chile, México, Colombia, Venezuela, Argentina, Uruguay y Ecuador son los países con mayor desarrollo forestal-industrial de América Latina y el Caribe en producción, consumo y comercio [166].

En el año 2015, el Ministerio de Agricultura de Colombia destacó que en el país existen 24,8 millones de ha aptas para el establecimiento de plantaciones forestales comerciales, lo que equivale al 21,8 % del territorio del país. De esta cifra, el 39 % presenta una aptitud alta, el 25 % una aptitud media y el 46 % una aptitud baja (ver figura 5.3). En esta figura se observa que las regiones del país con mayor potencial forestal son la Costa Caribe y la región Andina. Teniendo en cuenta que existen zonas con amplio potencial forestal, que este sector representa actualmente el 0,2 % del pib de Colombia y que genera en promedio 74.000 empleos, se ve como una gran oportunidad de crecimiento y desarrollo para el país [167] en época del posconflicto.

Figura 5.3 Mapa de zonificación para plantaciones forestales con fines comerciales

Fuente: upra [168].

Con el fin de tener medidas de control para las plantaciones forestales comerciales, en Colombia se han venido implementado políticas que exigen que dichas plantaciones se registren ante el Instituto Colombiano Agropecuario (ica). Según la información suministrada por la Subgerencia de Protección Vegetal, la Dirección Técnica de Epidemiología y Vigilancia Fitosanitaria, para el periodo comprendido entre el 2006 y junio del 2016, se tienen registradas cerca de 400.000 ha plantadas con especies forestales, de las cuales el pino (Pinus patula), la teca (Tectona grandis), el eucalipto (Eucalyptus grandis) y la Gmelina arborea son las especies de mayor participación en el país (ver figura 5.4) [169]. Asimismo, las principales áreas productoras son Antioquia, Córdoba, Valle del Cauca, Cauca, Magdalena y Caldas [170].

Figura 5.4 Área forestal de las especies registradas en Colombia

Fuente: adaptado de ica [169].

De acuerdo con la información recopilada, es clara la creciente oferta de maderas de calidad provenientes de las plantaciones comerciales, tanto en Colombia como en el resto del mundo. Esta situación pone de manifiesto la alta oferta de biomasa residual proveniente de las labores silvícolas de manejo, mantenimiento y aprovechamiento de núcleos forestales industriales con áreas plantadas que superan las 1000 ha.

Con esta premisa, la producción de bioenergía/bioproductos mediante biorrefinerías termoquímicas es altamente viable, teniendo en cuenta la oferta de la biomasa en núcleos forestales de la mediana y gran industria de la madera.

Sector reforestador en Colombia

En Colombia existen varias empresas reforestadoras que se dedican a la producción, transformación y comercialización de materias primas obtenidas a través de la plantación de diferentes especies forestales (ver figura 5.5). Osorio et al. [64] presentaron un inventario de las plantaciones forestales de las principales especies y empresas reforestadoras del país, entre las que se destacan Smurfit-Kappa Cartón de Colombia, Reforestadora Andina, Reforestadora Industrial de Antioquia, Pizano, Cipreses de Colombia y Centro Gaviotas, por tener áreas plantadas superiores a 1000 ha, la extensión mínima apropiada para proyectos dendroenergéticos. En cuanto a las especies más representativas, se encontraron Acacia mangium, Eucalyptus sp., Gmelina arborea, Pinus patula y Pinus sp., y la categoría de otros, que alude a especies como Cupressus lusitanica, Pachira quinata, Pinus caribea, Pinus tecunumanii, Pinus oocarpa, Tabebuia rosea y Tectona grandis. Al determinar el porcentaje asociado a cada especie, se concluye que las especies Eucalyptus sp. y Pinus patula son las de mayor participación, con un 25 y un 21 % respectivamente, sin considerar la categoría de otros. Algunas de las especies que se estudian en esta sección, tales como am, ga y pp, representan más del 30 % del total de las especies registradas en las empresas reforestadoras de Colombia, lo que indica que una biorrefinería termoquímica de madera plantada en el país tendría disponibilidad de proveedores de materia prima, además de un gran potencial forestal en muchas zonas del territorio nacional.

Figura 5.5 Evolución del número de empresas en el sector forestal en Colombia

Fuente: adaptado de dnp [171].

Otro aspecto que permite medir el crecimiento del sector es el valor de los activos de las empresas que lo conforman, entendiendo que los activos son todos los bienes y recursos que posee la empresa para llevar a cabo cada una de sus operaciones. En la figura 5.6 se observa un comportamiento creciente de este indicador, especialmente después del 2005, lo cual es un factor positivo para el sector, pues indica que sus empresas están mejor estructuradas, que pueden ser más competitivas y aportar al crecimiento económico del país. Por las características propias de las empresas que pertenecen a este sector económico, se encuentra que, en promedio, los activos están distribuidos en un 15,2 % en activos corrientes y un 84,8 % en activos no corrientes o fijos; este último porcentaje es liderado por el valor de las plantaciones forestales y la propiedad, planta y equipos necesarios para desarrollar las actividades productivas.

En la figura 5.7 se presentan los ingresos obtenidos por las empresas que pertenecen al sector; indicador que también muestra el adecuado desempeño del sector forestal en los últimos años y la respuesta de las empresas al aumento de la demanda de madera y sus productos derivados. Destacar que el sector forestal está atendiendo adecuadamente la demanda del mercado y que en el país existe capacidad suficiente para el desarrollo de proyectos forestales hace que una biorrefinería que necesite madera como materia prima para su actividad productiva se sienta respaldada en este aspecto fundamental para su viabilidad técnica y económica.

Figura 5.6 Evolución del valor de los activos del sector forestal en Colombia

Fuente: adaptado de dnp [171].

Figura 5.7 Evolución de los ingresos del sector forestal en Colombia

Fuente: adaptado de dnp [171].

Adicionalmente, desde el gobierno se han gestado diversas estrategias para potenciar este sector, por ejemplo, en el Plan Nacional de Desarrollo Forestal realizado en el año 2000, se definieron las bases estratégicas para el año 2025, considerando el sector forestal como una de dichas bases, con principios de sostenibilidad de los bosques naturales y plantados [172].

El aprovechamiento de la biomasa como fuente de energía para Colombia potencia el crecimiento y desarrollo del país, y contribuye al Plan Nacional de Desarrollo 2014-2018 (pnd), en el cual se planteó un programa de reforestación que pretendía alcanzar 183.743 ha reforestadas para el 2018, involucrando el desarrollo del sector económico y social del país, y la generación de empleo. A través del Acuerdo de Competitividad Forestal Nacional del año 2011, se estableció como objetivo para el año 2025 que la cadena productiva forestal (maderas, tableros, muebles y productos de madera) se consolide como un vector estratégico para el desarrollo económico nacional, mediante la participación en el mercado local y global [137, 138].

Además, Colombia cuenta con un marco legal que busca fortalecer el sector forestal a través de diferentes incentivos, tales como la exención del impuesto de renta al aprovechamiento de nuevas plantaciones forestales, el Certificado de Incentivo Forestal (cif), el financiamiento de programas de investigación sobre los recursos forestales, y paquetes tecnológicos para el cultivo de varias especies, tales como los pinos (pm, pt), eucaliptos, teca, Acacia mangium y melina [173]. Asimismo, la localización del país en una zona tropical beneficia la fotosíntesis todo el año y permite mejores rendimientos en los cultivos con respecto a los países estacionales.

La figura 5.8 muestra que en los últimos años la cantidad de residuos, astillas y partículas de madera provenientes de la actividad forestal del país ha venido aumentando, lo cual se puede ver como un indicador de disponibilidad futura de materia prima para este tipo de proyectos, aspecto que contribuiría a la sostenibilidad desde perspectivas de economía circular.

Figura 5.8 Producción de residuos, astillas y partículas de madera en Colombia

Fuente: adaptado de fao [174].

Con el fin de presentar una referencia del precio internacional de la madera, la figura 5.9 muestra el precio promedio de las exportaciones realizadas a nivel mundial de madera en rollo, madera en rollo industrial y combustible de madera. Como se puede observar, los precios se han incrementado considerablemente en los últimos años, pasando de 70 usd/m3 de madera en rollo en el año 2000 a 112 usd/m3 en el 2016 (crecimiento del 60 %), y de 22 usd/m3 de combustible de madera a 51 usd/m3, lo cual representa un incremento del 130 %.

Figura 5.9 Precio internacional promedio de madera en rollo, madera en rollo industrial y combustible de madera

Fuente: adaptado de fao [174].

La tendencia creciente del precio de la madera puede resultar adversa para un proyecto que requiera madera como materia prima principal, aunque es importante anotar que, a medida que la madera adquiere valor agregado durante procesos productivos, su precio en el mercado también va aumentando. Por lo tanto, se espera que el margen de utilidad obtenido de la comercialización de los productos derivados de biorrefinerías basadas en procesos termoquímicos, usando como materia prima maderas de rápido crecimiento provenientes de plantaciones forestales comerciales en Colombia, sea adecuado para garantizar la viabilidad financiera del proyecto.

Mercado potencial de bioenergía y bioproductos

El estudio de la oferta presentado en la sección anterior demuestra que Colombia tiene un alto potencial forestal, y son varias las estrategias que se han planteado por parte del Gobierno y las asociaciones forestales para fortalecer el sector y para consolidar la cadena productiva como vector estratégico del desarrollo económico nacional. Sin embargo, atendiendo conceptos de competitividad, sostenibilidad y globalización, es necesario buscar usos alternativos y sostenibles de las maderas comerciales, tales como la bioenergía y los bioproductos, que generen mayor valor agregado a los recursos forestales [175]. Este nuevo aspecto, poco explorado en el país, deja al descubierto la necesidad de estudiar la biorrefinería forestal como alternativa energética y fuente de productos de alto valor agregado para las especies forestales de rápido crecimiento, bajo criterios de sostenibilidad, pues deforestar selva, bosques naturales, reservas, entre otros sistemas protegidos, es inaceptable para este tipo de proyectos.

En su forma más sencilla, el concepto de biorrefinería es análogo al de las actuales refinerías de petróleo que producen múltiples combustibles y productos a partir del petróleo, con la diferencia de que en las biorrefinerías se parte de materias primas biológicas. El concepto abarca una amplia gama de procesos y tecnologías, capaces de separar los recursos de biomasa (madera, pastos, semillas, etc.) en sus componentes básicos (carbohidratos, proteínas, triglicéridos, etc.) o en su forma elemental (carbono, hidrógeno, nitrógeno, etc.), para transformarlos en productos de valor agregado, como bioenergía, biocombustibles y productos químicos, los cuales se consideran soluciones alternativas al mundo pospetroquímico [7]. Los procesos más utilizados en el procesamiento de biomasa incluyen un enfoque metabólico o bioquímico para la producción de etanol, biocombustibles y bioproductos [8], o la transformación termoquímica, que incluye procesos de gasificación o pirólisis [6, 175].

Tal como se observa en la figura 5.10, se abarcan procesos de gasificación en lecho fijo de baja-media potencia, gasificación en lecho arrastrado a escala industrial para producción de biocombustibles gaseosos de alta calidad, procesos de torrefacción para el mejoramiento de la madera como biocombustible sólido, y la producción de biocombustibles líquidos mediante pirólisis. En dicha figura también es posible observar que los productos de aplicaciones agroenergéticas a partir de la madera no son solamente biocombustibles sólidos (pélets y biocarbones), líquidos y gaseosos, sino también materiales y productos químicos que podrían resultar de utilidad en diversos sectores industriales. Los resultados presentados en los capítulos anteriores indican que, a partir de las especies forestales analizadas, es viable desde los puntos de vista técnico y energético el uso de la madera para aplicaciones energéticas; además, que este uso se enmarcaría en los planes del Ministerio de Minas y Energía, tales como el Plan Energético Nacional 2006-2025, el Plan de Desarrollo para Fuentes No Convencionales de Energía y el Plan Energético Nacional Colombia: Ideario Energético 2050, entre otros [176-178]. Finalmente, para analizar la prefactibilidad desde el mercado potencial, a continuación se presenta un análisis preliminar de las oportunidades de mercado para los principales bioproductos considerados en esta obra: generación de energía eléctrica para bajas-medias potencias, combustible gaseoso, combustibles sólidos (pélets y briquetas) y combustibles líquidos.

Figura 5.10 Subproductos obtenidos a partir de la madera plantada en Colombia

Fuente: elaboración propia.

Gasificación de biomasa para generación de energía eléctrica

La gasificación es uno de los procesos termoquímicos usados para generación de energía eléctrica con madera proveniente de plantaciones forestales [175]. Consiste en la oxidación parcial autotérmica de la biomasa, con el objetivo de maximizar la producción de gases con contenido energético, que se pueden usar como combustible en motores, turbinas o quemadores, o como materia prima para la producción de combustibles líquidos o productos químicos. Adicionalmente, un subproducto del proceso de gasificación es el residuo sólido (biocarbón o ceniza) cuya composición varía en función del tipo de combustible carbonoso y de las condiciones de gasificación (presión, temperatura, agente gasificante, etc.) [179].

De la definición anterior, se desprende que el primer uso o producto de las aplicaciones agroenergéticas sería la utilización de los gases provenientes del proceso de gasificación como combustible en máquinas térmicas para generación de energía; los motores y las turbinas son las máquinas térmicas más utilizadas en estos procesos. Pérez et al. [50] evaluaron parámetros termodinámicos como herramienta para seleccionar especies forestales para ser usadas como combustible en la generación de energía eléctrica en bajas-medias potencias. La metodología desarrollada permite seleccionar la biomasa en función de la calidad del gas obtenido como combustible para motores, de tal forma que se reduzcan las irreversibilidades asociadas al proceso de gasificación.

La comparación de la calidad del gas obtenido con las diferentes especies forestales analizadas permite concluir que, en orden descendente, las mejores especies para usar el gas en motores son eg > am > ga > pm > pp [50].

Sin embargo, cuando se piensa en esta aplicación en Colombia, se encuentra que, debido a la gran disponibilidad de recursos hídricos en el país, se identifica y destaca el potencial de la biomasa como fuente no convencional de energía en zni. Estas zni en Colombia son los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectados al Sistema Interconectado Nacional (sni) (Artículo 1, Ley 855 de 2003). Estas regiones corresponden al 52 % del territorio nacional y son habitadas por cerca del 12 % de la población colombiana [177]. En la tabla 5.1 se presenta el número de localidades por departamento, y se destacan Cauca, Chocó y Nariño con el mayor número de localidades pertenecientes a las zni, dado que la suma de estos tres departamentos representa el 68,16 % del total de localidades.

Tabla 5.1 Número de localidades en zni por departamento

Departamento

Localidades

Porcentaje

Amazonas

61

4,21 %

Antioquia

43

2,97 %

Bolívar

2

0,14 %

Caquetá

47

3,25 %

Casanare

3

0,21 %

Cauca

128

8,84 %

Chocó

307

21,20 %

Guainía

73

5,04 %

Guaviare

34

2,35 %

La Guajira

2

0,14 %

Meta

36

2,49 %

Nariño

552

38,12 %

Putumayo

35

2,42 %

San Andrés, Providencia y Santa Catalina

2

0,14 %

Valle del Cauca

33

2,28 %

Vaupés

54

3,73 %

Vichada

36

2,49 %

Total

1448

100 %

Fuente: ipse [159].

En la figura 5.11 se observan las zni del país con sus localidades, las cuales se diferencian entre zonas 1 y 4. Las tipo 1 hacen referencia a 39 cabeceras municipales con independencia del número de usuarios y 38 centros poblados con más de 301 usuarios; la localidad tipo 2 se refiere a centros poblados que tienen entre 151 y 300 usuarios. Las tipo 3 y 4 corresponden a centros poblados que tienen entre 51 y 150 usuarios, y menos de 50 usuarios, respectivamente.

Figura 5.11 zni en Colombia

Fuente: ipse [159].

Las zni se caracterizan por ser zonas con baja densidad poblacional, bajo nivel de consumo eléctrico promedio, baja capacidad de pago, bajo nivel de recaudo y altos costos de prestación de servicio de energía eléctrica [159], pues este se hace principalmente mediante plantas de generación diésel, paneles solares y pequeñas centrales hidroeléctricas [180].

Teniendo en cuenta la baja densidad poblacional de las zni, la demanda energética localizada estaría, en promedio, por debajo de los 100-200 kWe y, para esta escala de generación, se ha identificado que la mejor opción en cuanto a tecnologías que operan con biomasa es la gasificación en lecho fijo acoplada a motores de combustión interna [160, 161], pues permite el uso de la biomasa en el mismo lugar en que se genera, y disminuye los costos asociados a su almacenamiento y transporte, los cuales son de los principales retos que afronta el aprovechamiento energético de biomasa [181].

Por lo anterior, es importante reconocer que estas zni poseen potencial de biomasa para generación de energía eléctrica; por ejemplo, en el departamento de Nariño se realizó un estudio para proponer un esquema de aprovechamiento integral y sostenible de los recursos locales para la generación de energía, investigando las tecnologías de redes inteligentes y microrredes aplicadas a zni; se encontró que es factible usar los residuos forestales para la energización con tecnologías sostenibles, lo que permitiría a su vez la reducción de la dependencia a los combustibles fósiles y la reducción de los gases de efecto invernadero [182].

Así mismo, las políticas gubernamentales buscan impulsar el desarrollo del sector forestal bajo la premisa de sostenibilidad y desarrollo nacional, e impactar zonas rurales del país con desarrollo y calidad de vida, lo cual reduciría el éxodo a las grandes ciudades y brindaría oportunidades de empleo y educación [183]. De esta manera, desde el punto de vista energético y termoquímico resulta viable la utilización de las especies forestales estudiadas en procesos de gasificación para generar energía eléctrica de baja-media potencia en las zni de Colombia. Como se observa en la figura 5.12, la demanda de electricidad seguirá en aumento, lo cual es una oportunidad para el desarrollo de proyectos bioenergéticos y demuestra que existe un mercado con potencial en Colombia.

Figura 5.12 Demanda de generación de energía eléctrica por fuente

Fuente: adaptado de upme [177].

Por otro lado, según los resultados de caracterización socioeconómica y de demanda energética de algunas zonas rurales en Colombia, realizada en el marco de los Planes de Energización Rural Sostenible (zni), un pequeño porcentaje de la población de dichas zonas tiene acceso a energía eléctrica (5,56 % en La Guajira, 6,64 % en Chocó, 6,80 % en Tolima). A su vez, en la figura 5.13 se observa la demanda de energía acumulada por departamento entre 2013 y 2014 de las zni; se destacan San Andrés y Providencia y Amazonas, lo cual indica que en estas zonas del país se podrían llevar a cabo proyectos de generación de energía eléctrica con biomasa o residuos como materia prima, resaltando la importancia de ampliar la cobertura en las zni del país, buscando que los costos de generación sean eficientes y promoviendo el aprovechamiento de las diferentes fuentes de energía renovable [159].

Figura 5.13 Porcentaje de demanda de energía acumulada por departamento en zni

Fuente: adaptado de ipse [159].

Adicionalmente, en la figura 5.14 se observa la demanda histórica de energía eléctrica en GWh y las proyecciones con diferentes tipos de escenarios: medio, bajo y alto; estos dos últimos calculados a partir del escenario medio con un ancho de banda del 95 %, garantizando un mayor grado de confiabilidad de los valores futuros de demanda de energía eléctrica. De esta manera, la Unidad de Planeación Minero Energética (upme) estima en su proyección de demanda de energía eléctrica para Colombia un crecimiento promedio de 2,62 % en el escenario medio para el periodo 2016 a 2030, sin incluir la demanda de grandes consumidores especiales ni Panamá [184]. Esto resalta la oportunidad de mercado que podría tener Colombia al implementar estrategias para generación de energía eléctrica a través de fuentes de energía renovables, lo cual garantizaría seguridad energética, mayor cobertura de energía en las zni y sostenibilidad a largo plazo, con menores impactos ambientales por reducción de las emisiones de CO2 producidas al usar biomasa forestal como materia prima [162].

Figura 5.14 Demanda de energía eléctrica en Colombia

Fuente: adaptado de upme [184].

Por lo anterior, las zni de Colombia se consideran beneficiarios potenciales de energía a partir de biomasa; sin embargo, este tipo de proyectos se puede extender a diferentes zonas en las que no haya acceso a la energía eléctrica y se tenga potencial de biomasa. Otros usuarios potenciales son las empresas del sector forestal, que podrían definir modelos de negocio como autogeneradores de energía y venta de excedentes a la red.

Según estudios realizados por la upme [177], para tecnologías de gasificación se pueden tener costos de generación de alrededor de 200 COP/kWe-h en zni (ver figura 5.15), los cuales están por debajo de los obtenidos para plantas diésel (800 COP/kWe-h), que son las tecnologías utilizadas convencionalmente para generación en las regiones aisladas del país.

Figura 5.15 Costos de generación de las fnce en zni colombianas

cop: peso colombiano, Bio: biodigestores, rsu: residuos sólidos urbanos, pch: pequeña central hidroeléctrica, Gas: gasificación, Geo: g geotérmica, Eeo: energía eólica, sfv: solar fotovoltaica.

Fuente: adaptado de upme [177].

Combustible gaseoso

La metodología para evaluar los parámetros termodinámicos como criterio de selección de especies forestales, desarrollada por Pérez et al. [50], también permite evaluar la biomasa para ser empleada como combustible gaseoso, bien sea para ser usado en calderas, hornos, quemadores, entre otros. En este caso, el criterio de selección de las mejores especies forestales está dado por la eficiencia energética y exergética, y los resultados permiten concluir que, en orden descendente, las mejores especies serían pp > pm > ga > am > eg [50].

Adicionalmente, en el capítulo 3, se identificó la viabilidad de la utilización de las especies forestales en procesos de gasificación en lecho arrastrado para producir un biosingás de alta calidad (relación H2/CO) que puede ser transformado en sustituto del gas natural [78].

En cuanto al mercado potencial, se comienza describiendo la oferta y la demanda del gas natural en Colombia, y sus proyecciones a mediano y largo plazo. En un estudio reciente, la upme presentó un balance general de gas natural en el periodo 2016-2025, según el cual la oferta proyectada está directamente relacionada con las reservas de gas (probadas, probables y posibles). A diciembre 31 del 2014, las reservas totales de gas natural alcanzaron los 5914,96 gpc (giga pie cúbico), de las cuales un 80,4 % son reservas probadas. Sin embargo, las proyecciones a 2025 están por debajo de los 2000 gpc, valor al que se llega descontando de las reservas a 2014 los volúmenes que las empresas operadoras de los campos esperan producir, y no incluye incorporación de reservas nuevas [185].

En cuanto a la producción, según la declaración de producción certificada por los agentes y publicada por el Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución Minminas-31132 de marzo 30 de 2016, se estima que esta irá disminuyendo a futuro; comienza con una producción de 1366 gbtud (giga btu —British Thermal Unit— por día) en el año 2016 y a final del 2025 se estima en 638 gbtud (figura 5.16) [185].

Figura 5.16 Oferta y demanda proyectada de gas natural en Colombia

Fuente: adaptado de upme [185].

Por otro lado, la upme [186, 187] realiza estimaciones de la demanda total de gas natural del país a partir de las proyecciones individuales en los distintos sectores que consumen este energético (residencial, comercial, industrial, petroquímico, petrolero, transporte [gnv] y termoeléctrico); teniendo en cuenta variables como el pib proyectado a mediano plazo, la estimación de crecimiento de la población y los precios proyectados de los diferentes energéticos sustituibles entre sí. Las estimaciones de la upme se resumen en tres escenarios: demanda baja, media y alta; donde la media es el escenario más probable, motivo por el cual son los datos que se recogen en este capítulo. Según la figura 5.17 se espera que la demanda de gas natural en Colombia aumente en el futuro, en un 3,4 % promedio anual en el periodo 2015-2030. En cuanto a los sectores demandantes, en la figura 5.17 se observa que los que más aumentarán sus requerimientos son el petrolero, el residencial, el de transporte y el comercial. El crecimiento en la demanda de los sectores industrial y comercial refleja el crecimiento económico del país, mientras que el aumento en la demanda del sector transporte está explicado por el incentivo que han recibido los transportadores públicos para convertir sus vehículos a gas natural vehicular, dado el ahorro de combustible que tienen gracias a la diferencia existente entre el precio de este combustible y el de la gasolina [178].

Figura 5.17 Proyección demanda nacional de gas natural

Fuente: adaptado de upme [186, 187].

Finalmente, cuando se comparan las proyecciones de la oferta y la demanda de gas natural en el país, se encuentra probable que a finales del año 2023 se presente un déficit de este recurso energético, pues las reservas ya no alcanzarían para cubrir la demanda (ver figura 5.16). Por lo tanto, si la demanda futura de gas natural llega a superar la oferta, el déficit podría ser cubierto por la producción de gas natural sustituto mediante gasificación de biomasa, con lo cual la comercialización de este producto sería a nivel interno y tendría suficiente acogida en el país.

Ademas de tener un mercado en el cual ofrecer el gas natural sustituto, es importante anotar que la upme estima que el precio del gas natural en el país mantendrá una tendencia creciente a mediano y largo plazo. En el ejercicio de proyección de los precios de este energético hasta el año 2035, el escenario de referencia plantea que el precio en la Costa pasará de usd 6,17/mbtu, a finales del año 2015, a cerca de usd 10/mbtu en 2035, y el precio en el interior del país pasará de usd 3,34/mbtu a cerca de usd 10/mbtu en 2035 [188]. Por lo tanto, si se espera que el precio del gas en Colombia siga creciendo en los próximos años, será un atractivo adicional para una biorrefinería que esté buscando ser competitiva en el mercado de los combustibles gaseosos en el país.

Pese al mercado potencial a nivel nacional del biosingás de alta calidad para producción de gas natural sustituto, a continuación se presentan las principales cifras del mercado internacional de gas natural, que eventualmente podría ser otro escenario para distribuir este energético gaseoso de origen renovable.

Según las perspectivas energéticas internacionales presentadas en el 2016 por la U.S. Energy Information Administration (eia), el consumo mundial de energía crecerá a una tasa de 1,4 % anual promedio hasta el 2040. Cuando dicho consumo se discrimina por fuente de energía, se encuentra que las energías renovables serán las de mayor tasa de crecimiento anual (2,6 %), seguidas por la energía nuclear (2,3 %), el gas natural (1,9 %), los combustibles líquidos (1,1 %) y, en última posición, el carbón, con un crecimiento de apenas 0,6 % anual (figura 5.18).

Figura 5.18 Consumo mundial de energía por fuente energética

Fuente: adaptado de upme [189].

Además del crecimiento destacado de la demanda de gas natural y energías renovables, en la figura 5.18 resalta el hecho de que a partir del año 2035 se espera que la demanda de gas natural supere la de carbón, que tradicionalmente ha sido una de las principales fuentes energéticas a nivel global. Al respecto, la figura 5.19 muestra la composición de la canasta energética mundial en los años 2012 y la proyección a 2040, en la cual se observa que los combustibles líquidos seguirán siendo la fuente de mayor participación, pero en el futuro el gas natural aumentará su participación en dicha canasta, acercándose a los combustibles líquidos. El aumento de la participación del gas natural y las energías renovables, frente a la disminución de la contribución de los combustibles fósiles como el carbón y los combustibles líquidos, demuestran la importancia de la diversificación energética de los países, buscando reducir los efectos de las emisiones generadas por los combustibles fósiles, a través de políticas e incentivos gubernamentales que promuevan el uso de fuentes renovables de energía [189].

Figura 5.19 Composición canasta energética mundial 2012 vs. 2040

Fuente: adaptado de eia [189].

En cuanto a la demanda de gas natural por uso final, la figura 5.20 muestra que su principal uso seguirá siendo en el sector industrial, seguido del sector eléctrico y el consumo residencial. Sin embargo, se debe resaltar el crecimiento importante que tendrá el uso del gas en transporte, que, según las proyecciones de la eia, crecerá un 5,8 % promedio anual hasta el año 2040 a nivel global.

Figura 5.20 Consumo mundial de gas natural por uso final

Fuente: adaptado de eia [189].

A la vez que se pronostica una tendencia creciente en la demanda de gas natural en el mundo, también se espera que la producción de este energético siga creciendo en el futuro a una tasa promedio anual de 1,9 %. Los países que no pertenecen a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (oedc) (Rusia, China, Irán, Qatar, Arabia Saudita, entre otros) son los mayores productores, con una participación del 67 % de la producción mundial de gas natural (figura 5.21) [189].

Figura 5.21 Producción mundial de gas natural

Fuente: adaptado de eia [189].

Las cifras del mercado global de gas natural mostradas anteriormente sugieren que una biorrefinería termoquímica en Colombia, que decida exportar biosingás o gas natural sustituto, encontrará clientes que demandarán este energético sustituto, con la ventaja adicional de ser una fuente renovable de energía que contribuirá con la reducción de las emisiones de CO2, pues la generación de biosingás a partir de la madera es más amigable con el medio ambiente, por menores emisiones de CO2, y las especies de corta rotación alcanzan un balance neutro [81, 164].

Combustibles sólidos

Un biocombustible sólido de alta calidad es la madera torrefactada y densificada (ver capítulo 2), cuyas propiedades energéticas mejoran la triturabilidad, la durabilidad por resistencia a degradación por hongos y aumentan el poder calorífico por menor contenido de oxígeno [80]. Por otro lado, un subproducto que se puede obtener de un proceso termoquímico de conversión de madera en gas corresponde al biocarbón (ver capítulo 4), el cual se clasifica como un combustible sólido, que puede ser sustituto del carbón de origen fósil.

En la figura 5.22 se presentan los dos biocombustibles sólidos para los que se desarrolla un análisis de mercado en este capítulo: el material densificado conocido como pélets (5.22a) y el biocarbón y las briquetas derivados del proceso de gasificación a presión atmosférica (5.22b y c).

Figura 5.22 Biocombustibles sólidos obtenidos de una biorrefinería termoquímica de madera

Fuente: tomado de www.pixabay.com

Pélets

Los pélets son un tipo de combustible granulado que consiste en pequeñas porciones de madera comprimida o aglomerada, que se suele elaborar mediante el prensado de aserrín derivado de maderas plantadas, restos de podas, talas o residuos de aserraderos. Los pélets son utilizados con fines no energéticos, tales como camas para animales y compost, y con fines energéticos, como combustible para calefacción (residencial y comercial) y usos industriales para producir agua caliente, vapor de agua y energía en general.

En este trabajo se analizaron los efectos que tendría el pretratamiento de torrefacción de la madera, buscando con ello mejorar la calidad (capítulo 2) y el desempeño termoquímico de la biomasa (capítulo 3), que a su vez mejoraría la eficiencia de los procesos.

La torrefacción es un proceso de pirólisis atenuada que se lleva a cabo en el intervalo de temperatura de 200 a 300 °C, y es considerado como una vía eficaz para mejorar las propiedades de la biomasa y obtener productos sólidos con mejores propiedades combustibles, como la densidad energética, homogeneidad, triturabilidad, comportamiento hidrofóbico (resistencia a la humedad) y comportamiento neutro en emisiones de CO2 [69]. Según el poder calorífico superior, las mejores especies para torrefactar serían, en orden descendente, ga > eg > pp > pm (capítulo 2).

Debido al mejoramiento de las propiedades de las maderas sometidas a torrefacción, desde la perspectiva de mercado, se destaca que el mercado mundial de pélets ha tenido un crecimiento en los últimos años, tanto en la demanda como en la oferta. La demanda histórica y proyectada de este producto por zona a nivel mundial se muestra en la figura 5.23, en la cual se destacan como mayores consumidores Europa Occidental, Norteamérica y China. Los porcentajes de crecimiento en el consumo de pélets entre los años 2010 y 2020 serán: Japón y Corea, 2650 %; China, 1567 %; Oceanía, 333 %; Suramérica, 300 %; Europa Occidental, 126 %; Europa Oriental, 100 %; Rusia, 67 % y Norteamérica, 65 %.

Figura 5.23 Proyección del consumo mundial de pélets

Fuente: Ordónez [190].

El aumento en el consumo de pélets en la Unión Europea se debe a las políticas que se han implementado para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y elevar el uso de energías renovables, con el objetivo de que estas lleguen a representar el 27 % de la canasta energética en el 2030 [191, 192]. En la figura 5.24 se muestra la proyección hasta el 2020 de la demanda por zona, en la que se destacan nuevamente Europa Occidental, Norteamérica, China y Japón y Corea.

Figura 5.24 Proyección del consumo mundial de pélets

Fuente: adaptado de Ordónez [190].

En cuanto a la oferta de pélets, la figura 5.25 muestra el crecimiento que tendría la producción de este biocombustible en el futuro, resaltando la gran participación que tienen actualmente Europa Occidental y Norteamérica, y el aumento de participación que tendrán en el mercado global los pélets elaborados en China para el año 2020. Según esta información, los países o regiones cuyo crecimiento será mayor en la producción de pélets a 2020 serán Suramérica (4300 %), Japón y Corea (1000 %), China (1567 %), Oceanía (300 %) y Norteamérica (124 %).

Figura 5.25 Proyección de la producción mundial de pélets

Fuente: Ordónez [190].

En la figura 5.26 se presentan la proyección de la demanda y la oferta (producción) de pélets hasta el año 2030, en la cual se evidencia que la demanda será mayor a la producción mundial, y se muestran las oportunidades de mercado que se pueden tener a nivel internacional con este energético sólido de origen renovable.

Figura 5.26 Proyección demanda y oferta de pélets a nivel mundial

Fuente: adaptado de Ordónez [190].

En el mundo existen diferentes compañías que hacen uso de los pélets de forma industrial para generación de energía eléctrica, tales como delta, dong, Npower, Drax, rwe, Essent, vattenfall, entre otras [193], las cuales pueden ser clientes potenciales para este tipo de producto.

Además de las empresas, otros clientes potenciales utilizan los pélets con fines diferentes al industrial, por ejemplo, para la calefacción en los hogares que por su ubicación geográfica y condiciones climáticas lo necesitan. Según la Wood Pellet Association of Canada, la generación de calefacción en los hogares a través de pélets resulta muy benéfica, pues ofrece buen poder calorífico en comparación con los demás combustibles y, además, en costo por GJ (giga-julio) es el segundo más económico, pues en primer lugar está el gas natural (ver tabla 5.2). Sin embargo, el gas natural genera mayores emisiones de CO2 comparado con los pélets, lo que contribuye al mejoramiento del medio ambiente, gracias a que son 100 % naturales, generan mínima contaminación y no son tóxicos [193].

Tabla 5.2 Características de combustibles para calefacción residencial

Combustible

Poder calorífico

Costo unitario

Eficiencia

usd/GJ

Aceite térmico

0,037 GJ/litro

usd 1,22/litro

80 %

41,22

Electricidad

3,6 GJ/MWh

usd 123/MWh

100 %

34,17

Pélets

17,5 GJ/Ton

usd 270/ton

80 %

19,29

Gas natural

0,037 GJ/m3

usd 0,30/m3

80 %

10,14

Fuente: adaptado de Murray [193].

La demanda de pélets en el año 2015 para diferentes sistemas energéticos en la Unión Europea se presenta en la figura 5.27; allí se destaca el alto consumo asociado a la calefacción: 42 % en el sector residencial, 16 % en el sector comercial y 6 % para calefacción por cogeneración (Combined heat and power, chp). Por su parte, el 36 % restante se utilizó para la producción de energía a través de las centrales térmicas (33 %) y potencia por cogeneración chp (3 %) [194].

Figura 5.27 Consumo de pélets por sectores en la Unión Europea en 2015

Fuente: adaptado de aebiom [194].

Las cifras del mercado global de pélets mostradas anteriormente sugieren que su producción en Colombia encontrará clientes potenciales en el extranjero que demandarán este combustible sólido, con la ventaja adicional de ser una fuente renovable de energía que contribuirá a reducir las emisiones de CO2 proyectadas a nivel mundial. Por su parte, el precio internacional de los pélets, estimado como el precio promedio de las exportaciones realizadas a nivel mundial, indica que agregarle valor a la biomasa forestal a través de procesos de torrefacción y densificación permite ofrecer un producto de mayor valor en el mercado (140 usd/Ton en el 2016), tal como se muestra en la figura 5.28. Si bien el precio de los pélets de madera ha disminuido desde el año 2012, es posible que aumente cuando la demanda supere la oferta, y se convierta en un incentivo adicional para la producción de este tipo de biocombustible en el país.

Figura 5.28 Precio internacional promedio de pélets de madera

Fuente: adaptado de fao [174].

Briquetas de biocarbón

En el capítulo 4 se realizó la caracterización físico-química del biocarbón producido mediante gasificación de especies forestales en lecho fijo. Se destaca que el biocarbón tiene diferentes usos o aplicaciones, tales como combustible sólido, remediación de suelos, secuestro de carbono, tratamiento de aguas residuales, fertilizante orgánico, entre otros [195, 196].

Para determinar la aplicabilidad del biocarbón como combustible sólido, se realizaron análisis próximo, último y termogravimétrico. Los resultados obtenidos muestran que los biocarbones analizados presentan un poder calorífico de 32 MJ/kg en promedio, pero tienen un contenido de material volátil bajo y, por ende, menor reactividad. El biocarbón obtenido de la especie am es el que presenta mayor contenido de material volátil, por lo que sería el biocarbón más útil de los analizados para aplicaciones energéticas como procesos de gasificación o combustión desde el punto de la reactividad. El biocarbón derivado de la especie pp es el de mayor área superficial y menor tamaño de poro, y muestra mayor capacidad de adsorción y mayor porcentaje de remoción del colorante Rojo 40. Por su parte, el análisis sem-edx mostró que en los biocarbones estudiados hay presencia de minerales como Na, K y Ca; esta es una característica importante cuando el biocarbón es utilizado como remediador de suelos, debido a que estos minerales son nutrientes necesarios para el crecimiento de las plantas (capítulo 4).

Teniendo clara la viabilidad técnica de la obtención de biocarbones como subproducto del proceso de gasificación, en esta sección se analiza el mercado potencial de estos productos. En principio se presenta una introducción sobre el carbón de origen fósil, su consumo y producción mundial, además del estudio de las briquetas de biocarbón como sustituto del carbón.

El carbón es un combustible fósil, constituido básicamente por carbono, hidrógeno, nitrógeno, oxígeno y azufre, que se crea a partir de los restos de plantas que requieren de un proceso de presión y altas temperaturas que tarda millones de años en formar el carbón, por lo que se considera como una fuente de energía no renovable. Este mineral se encuentra principalmente en el hemisferio Norte, en Asia, Europa y América del Norte. Según proyecciones de la eia mostradas anteriormente, el carbón será la tercera fuente de energía más importante en la canasta energética mundial en el año 2040, por debajo de los combustibles líquidos y el gas natural (ver figura 5.19).

El consumo mundial de carbón desde 1980 y las proyecciones hasta el año 2040 se muestran en la figura 5.29, en la que se destaca el crecimiento sostenido del consumo mundial de esta fuente energética desde el año 2000, principalmente por el alto consumo en los países que no pertenecen a la oecd (No-oecd), situación que contrasta con el comportamiento de los países miembros, ya que su consumo viene disminuyendo y se espera que conserve esa tendencia en el futuro, especialmente con la implementación de los Planes de Energía Limpia (Clean Power Plan, cpp), con lo cual el consumo mundial sería menor. Además, se destaca que el consumo proyectado de los países No-oecd será un 69 % mayor que el consumo de los países miembros.

Figura 5.29 Consumo mundial de carbón

Fuente: adaptado de eia [189].

Los principales países consumidores de carbón son China, Estados Unidos e India, que representan el 70,5 % del consumo global. En la figura 5.30 se observa el consumo de cada uno de estos países y la proyección hasta el 2040; asimismo, se observa que Estados Unidos puede tener menor consumo de carbón si implementa los cpp, equivalente a una disminución del 24 % para el 2040. Además, se observa una gran diferencia de consumo entre China, Estados Unidos e India, dado que China es y será el país que más carbón consume; por ejemplo, en el 2040 consumirá tres veces lo que consumirá India y cuatro veces lo que consumirá Estados Unidos.

Figura 5.30 Consumo de carbón en China, India y Estados Unidos

Fuente: adaptado de eia [189].

En cuanto al consumo mundial de carbón por sectores, la figura 5.31 muestra que su principal uso es la generación de energía eléctrica, con cerca del 60 % del consumo mundial, seguido de un 36 % que se destina al sector industrial. De forma residual, un 4 % del carbón consumido se destina para los sectores residencial y comercial, por lo que se puede concluir que el carbón es una fuente importante para la generación de energía que se produce principalmente a través de centrales termoeléctricas.

Figura 5.31 Consumo mundial de carbón por sectores

Fuente: adaptado de eia [189].

Por otro lado, la producción mundial de carbón muestra un crecimiento constante desde el año 2012 y se espera que al 2040 crezca un 13,34 % con respecto al año 2012 (figura 5.32). Se destacan China, India y Australia como los principales productores de carbón en el mundo, y para el año 2040 se estima que produzcan 88,28 y 12 cuatrillones de btu, respectivamente. Así mismo, se observa que India tendrá una participación creciente en la producción del carbón, con un porcentaje de crecimiento del 115 % del 2012 (13 cuatrillones de btu) al 2040 (28 cuatrillones de btu).

Figura 5.32 Producción mundial de carbón

Fuente: adaptado de eia [189].

Cuando se comparan la producción (oferta) y el consumo (demanda) de carbón actual y proyectado, se encuentra que la oferta es y será superior a la demanda, por lo cual la demanda de carbón a nivel mundial estaría satisfecha (figura 5.33), indicando que bajo este escenario no habría suficiente mercado para las briquetas de biocarbón. Sin embargo, para el uso domiciliario en aplicaciones de cocción y calefacción eficiente [197], este biocombustible tendría un gran potencial debido a sus ventajas energéticas, características renovables y menor impacto ambiental por menores emisiones de CO2.

Figura 5.33 Producción y consumo mundial de carbón

Fuente: adaptado de eia [189].

En cuanto a la situación de Colombia en el mercado internacional de carbón, el país se ubica como el primer productor en América Latina y el décimo a nivel mundial [198, 199]. El país cuenta con recursos potenciales de 16.436 millones de Ton (Mt), los cuales a diciembre de 2011 representan 6.508 Mt medidas, 4.571 Mt indicadas, 4.237 Mt inferidas y 1.120 Mt de recursos hipotéticos. El 95 % de las reservas medidas se ubican en los departamentos de La Guajira, Cesar, Córdoba, Norte de Santander, Cundinamarca, Boyacá, Antioquia, Valle del Cauca y Cauca [200].

La producción de carbón en Colombia, tal como se muestra en la figura 5.34, se caracteriza por tener una tendencia positiva, con un crecimiento del 3,7 % anual en los últimos diez años. El Plan Nacional de Desarrollo Minero plantea que para “el año 2019, la industria minera colombiana será una de las más importantes de Latinoamérica y habrá ampliado significativamente su participación en la economía nacional”, por lo cual, el mercado de carbón en Colombia se ha vuelto más importante en los últimos 30 años, lo que permitirá que la producción aumente significativamente, así como el nivel en las exportaciones [198].

Figura 5.34 Producción de carbón en Colombia

Fuente: adaptado de upme [201].

En Colombia se producen principalmente tres tipos de carbón: antracita, metalúrgico y térmico; este último es el más representativo del país, pues en el año 2015 representaba el 94,3 % de la producción total nacional. Este tipo de carbón se destaca porque es utilizado principalmente para la generación de energía, que es uno de los sectores que mayor demanda de este energético.

En cuanto al consumo de carbón en Colombia, la upme afirma que en los últimos años más del 90 % de la producción total se destina a la exportación, por lo que el consumo nacional solo corresponde al porcentaje restante, que se usa principalmente en las industrias termoeléctricas, cementeras y metalúrgicas. Para el año 2013, el consumo interno de carbón fue de 7,6 millones de toneladas [202]. En la figura 5.35 se observa la diferencia tan marcada entre la producción y el consumo de carbón a nivel nacional, lo que indica que esa brecha corresponde al carbón que se exporta a otros países, en los que es bien recibido por ser considerado como un carbón relativamente limpio, ya que contiene menos de un 1 % de azufre [203].

Figura 5.35 Producción y consumo de carbón en Colombia

Fuente: adaptado de eia [203].

La figura 5.36 muestra la cantidad de carbón exportado por Colombia, el cual presenta una tendencia positiva con un crecimiento del 47 % en los últimos diez años, consolidándose como el segundo producto de exportación nacional después del petróleo. Además, los pronósticos posicionan a Colombia como una fuente importante para suplir la demanda de carbón del mercado europeo [199].

Figura 5.36 Exportación de carbón en Colombia

Fuente: adaptado de upme [201].

Asimismo, se demuestra que el principal destino del carbón colombiano es el mercado europeo (50 % de las exportaciones), seguido de otros países latinoamericanos (16 %) y Estados Unidos (10 %), (figura 5.37). En el informe realizado por la eia sobre el sector energético en Colombia, se resalta la importancia de las exportaciones del carbón para la economía nacional; también se destaca la importancia de las relaciones comerciales de este sector con Estados Unidos, ya que el 79 % de las importaciones de carbón de dicho país provienen de Colombia [203]. Sin embargo, la demanda de este energético de origen fósil se verá afectada de modo negativo cuando los países firmantes del COP21 (Conferencia de las Partes de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático) comiencen a desmontar sus centrales térmicas a carbón con el fin de reducir las emisiones de CO2 a la atmósfera. El desmonte de las plantas comenzará a evidenciarse a partir del 2030, y para el 2050 varios países Europeos (Alemania, Holanda, Suiza, Reino Unido, entre otros) plantean no generar energía con carbón [204]. Lo anterior abre la posibilidad al uso de biocombustibles sólidos mejorados buscado aprovechar las tecnologías inicialmente desarrolladas para el carbón.

Figura 5.37 Exportación de carbón colombiano por destino

Fuente: adaptado de eia [203].

Combustibles líquidos

Los combustibles líquidos son otro grupo de productos que se puede obtener de una biorrefinería termoquímica con madera como materia prima, tales como alcoholes, parafinas, olefinas, diésel, etanol, entre otros. Estos subproductos tienen amplia aplicación en el mercado de combustibles para el transporte, pues se pueden mezclar con la gasolina o el diésel para mejorar la calidad del combustible y disminuir la contaminación por las emisiones. En la figura 5.10 se identificaron estos biocombustibles líquidos como resultado de dos procesos diferentes: la gasificación en lecho arrastrado y la pirólisis de la materia prima, la cual puede ser procesada cruda o mejorada a través de un proceso de torrefacción.

En el capítulo 3 se realizó la caracterización energética del proceso de gasificación de biomasa en lecho arrastrado como etapa previa a la obtención de combustibles líquidos, conocidos como biocombustibles de segunda generación. Según los resultados obtenidos, todas las especies forestales analizadas muestran una eficiencia global máxima similar en el proceso (cerca del 60 %), bajo ciertas condiciones de operación.

En cuanto al mercado potencial, se presenta un análisis de la oferta y la demanda de los principales combustibles líquidos en Colombia y en el mundo, y sus proyecciones a mediano y largo plazo, con el fin de evaluar posibles mercados de estos biocombustibles.

Los combustibles líquidos son la principal fuente de energía en la canasta energética mundial, y, según las proyecciones energéticas elaboradas por la eia, esta tendencia seguirá predominando en el futuro (ver figuras 5.18 y 5.19). En cuanto a la demanda o consumo por región, la figura 5.38 muestra que los países que pertenecen a la oecd consumen cerca de 90 cuatrillones de btu de combustibles líquidos al año, y que esta cifra permanecerá casi constante en el futuro. Por el contrario, el consumo en los demás países (No-oecd) tiene una tendencia creciente y se proyecta que la siga teniendo hasta el 2040, a una tasa promedio de 1,9 % anual. En este grupo de países, caracterizado por ser economías en desarrollo, resalta el alto consumo de los países asiáticos, principalmente China e India, que en el año 2040 se espera consuman el 52 % del combustible líquido de los países No-oecd.

Figura 5.38 Proyección del consumo mundial de combustibles líquidos por región

Fuente: adaptado de eia [189].

Cuando se clasifica la demanda de combustibles líquidos por uso final (figura 5.39), se encuentra que el sector transporte es el principal consumidor, con más del 50 % del consumo total, seguido del sector industrial, con un consumo del 35 % aproximadamente, y de forma residual los sectores residencial, comercial y energético. En cuanto al crecimiento proyectado a 2040, la eia estima que el consumo de los sectores transporte, industrial y comercial crecerán 1,1 %, 1,0 % y 0,5 % promedio anual respectivamente.

Figura 5.39 Consumo mundial de combustibles líquidos por uso final

Fuente: adaptado de eia [189].

La producción de combustibles líquidos en el mundo seguirá una tendencia creciente a una tasa promedio anual de 1,1 % (figura 5.40). Entre los combustibles líquidos, el petróleo crudo es el más importante, con una participación de más del 80 % dentro de la producción total, seguido de los combustibles generados en plantas de gas natural (10 %). Es importante anotar que esta composición de los tipos de combustibles líquidos se espera que permanezca casi constante en el futuro, aunque la participación de los biocombustibles pasará de un 2 % en el 2012 a un 3 % en el 2040, ya que se espera que su producción crezca a una tasa promedio del 2,8 % anual. Por su parte, las cifras reportadas por la eia muestran que más del 40 % de la producción global de este energético proviene de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (opep), lo cual refleja el dominio que tiene esta organización en el mercado mundial [189].

Figura 5.40 Producción mundial de combustibles líquidos por tipo

Fuente: adaptado de eia [189].

Finalmente, cuando se compara la demanda y la oferta global de los combustibles líquidos (figura 5.41), se encuentra que, según las proyecciones hasta el año 2040, no habrá escasez de dicho energético, pues la oferta cubre la demanda a nivel global. Cabe recordar que en las cifras de oferta está incluida la producción de combustibles provenientes de fuentes renovables o biocombustibles, así que los combustibles líquidos obtenidos de una biorrefinería termoquímica usando madera plantada en Colombia tendrían cabida en este segmento del mercado.

Figura 5.41 Oferta y demanda mundial proyectada de combustibles líquidos

Fuente: adaptado de eia [189].

Si bien se proyecta que habrá suficiente producción de crudo en el mundo, se espera que la preferencia por fuentes renovables de energía siga creciendo, con lo cual los biocombustibles líquidos ganarían terreno en el mercado, ayudando a reducir las emisiones de CO2 que se proyecta sean producidas en el mundo por el uso de los combustibles líquidos [204]. Además, el mercado de los combustibles líquidos tendrá el incentivo del crecimiento en los precios internacionales, pues, en el escenario de referencia presentado por Wood Mackenzie, se estima que el precio del wti tendrá una tasa de crecimiento promedio anual de 1,94 %, pasando de usd 49 por barril en 2015 a usd 106 por barril en el año 2035 [188].

En el mercado colombiano de combustibles líquidos se distinguen varios tipos: petróleo, alcohol carburante, biodiesel, fuel-oil, diésel, gasolina motor (corriente y extra) y Kerosene-Jet Fuel, entre los cuales sobresale el consumo de los tres últimos (figura 5.42), cuyo consumo final se atribuye principalmente al sector transporte. En el año 2015, el consumo de estos tres combustibles representó el 86 % del consumo total de energéticos líquidos [205].

Figura 5.42 Demanda de combustibles líquidos en Colombia

Fuente: adaptado de upme [178].

Según el Plan Energético Nacional - Colombia: Ideario Energético para Colombia al año 2050, es necesario que la canasta de combustibles utilizados en el sector transporte se diversifique, ya que en la actualidad cerca del 95 % de la demanda energética de este sector se concentra en combustibles fósiles, tales como el petróleo, la gasolina, el queroseno y el diésel, mientras que apenas un 3 % corresponde a biodiesel y un 2 % al etanol. Esta situación resulta preocupante por la alta contaminación que generan este tipo de combustibles y por la dependencia que su precio tiene con el precio internacional del petróleo [178]. Adicionalmente, según las proyecciones de la upme [206], se espera que la flota nacional de vehículos siga creciendo aceleradamente hasta el año 2030, especialmente motocicletas, lo que a su vez incrementará el consumo de combustibles líquidos (figura 5.43).

Por lo tanto, para fortalecer la participación de fuentes renovables en la canasta de combustibles del sector transporte, la upme [178] plantea como alternativas posibles para el país incentivar el uso del gas natural vehicular y la electrificación del parque automotor, así como continuar con el uso de biocombustibles como mezcla en gasolina y diésel,1 para lo cual también se plantea un programa para impulsar el aprovechamiento y uso de la biomasa como fuente de energía, que permita el desarrollo de combustibles de segunda generación para el sector transporte. En este punto coinciden las expectativas del país y los beneficios que se plantean en este trabajo, pues la integración de maderas plantadas bajo el concepto de biorrefinería termoquímica permitiría obtener varios productos energéticos con valor agregado según el diseño, entre los que se destacan biocombustibles líquidos, biocarbón, pélets, biosingás; además de otros subproductos para usos no-energéticos, como químicos, productos farmacéuticos y materias primas útiles en otros procesos industriales. Adicionalmente, este tipo de proyectos podría contribuir al desarrollo social y económico rural del país, mediante la generación de empleos directos e indirectos, que podrían ser de gran relevancia en la etapa de posconflicto que vive actualmente el país.

Figura 5.43 Parque automotor en Colombia

Fuente: adaptado de upme [206].

Conclusiones

Colombia tiene un potencial forestal importante que aún no ha sido explotado adecuadamente y son muchas las oportunidades de mercado que se podrían aprovechar; la generación de energía a partir de fuentes renovables es una de las más atractivas en el momento. Es bien sabido que la demanda de energía, bienes y servicios aumenta cada día debido al crecimiento de la población mundial, por lo que se hace necesario buscar alternativas para la generación de energía de modo sostenible y con menores impactos ambientales. Una de las fuentes que se destaca es la biomasa forestal, por ser una alternativa que se puede fortalecer en el país y brinda oportunidades de desarrollo social y económico bajo criterios de sostenibilidad.

Con base en las proyecciones de oferta y demanda de energía eléctrica, pélets, carbón, gas natural y petróleo, analizadas en el presente capítulo, se concluye que los energéticos producidos con maderas de rápido crecimiento plantadas en Colombia poseen un mercado potencial, tanto a nivel local como internacional. Una fase siguiente de este estudio debe cubrir los costos de producción de estos energéticos para compararlos con los precios internacionales, con el fin de brindar herramientas financieras de decisión para el desarrollo de proyectos piloto.

Sin embargo, en relación con los datos descritos en este capítulo, una de las alternativas que pude competir desde el punto de vista de costos es la generación de energía eléctrica con plantas de gasificación de biomasa a media-baja escala en las zni, pues los costos del kWh con plantas diésel son mayores que los estimados con plantas de bioenergía descentralizadas basadas en gasificación. Otra alternativa que puede ser viable, pero desde el punto de vista energético-técnico, es la producción de gas natural sustituto, pues la relación reservas/producción de este energético es inferior a diez años, con lo que se hace necesario buscar alternativas que le permitan al país evitar importaciones de gas natural por la volatilidad de los precios y por su carácter no renovable.

A nivel global se destaca el mercado de pélets como combustible para calefacción domiciliaria o centralizada. Este energético renovable utilizado en tecnologías probadas brinda enormes ventajas económicas a los países importadores de petróleo y gas, así como menores impactos ambientales por menores emisiones de CO2.

Por su parte, la alternativa energética de la madera para producir combustibles líquidos en Colombia solo será posible cuando las reservas de petróleo y su precio permitan que este tipo de proyectos sean viables económicamente. De lo contrario, el país no estaría preparado para proyectos de este tipo, pues su economía se basa en minería extractiva, la cual está ampliamente desarrollada y, a la fecha, no se visualizan políticas innovadoras disruptivas que impulsen este tipo de iniciativas, tanto investigativas como en inversión y desarrollo.

1 Desde el año 2005, se impuso en Colombia como obligatoria la mezcla de gasolina con etanol; y desde 2009, de diésel con biodiésel.

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