COOPERACIÓN ALEMANA AL DESARROLLO (GIZ)

PROGRAMA ENERGÍAS RENOVABLES Y EFICIENCIA ENERGÉTICA EN CENTROAMÉRICA (4E)

PROYECTO:

Análisis de Factibilidad de la producción de biogás con aguas residuales de la producción de aceite de palma

(POME) en el plantel de COAPALMA ECARA, Tocoa

TOCOA, COLÓN, 06 DE AGOSTO DE 2013

Programa 4E - Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH

Copyright ® 2013 por GIZ Este informe ha sido elaborado por personal técnico del Programa 4E de la GIZ.

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Índice

1. Resumen ejecutivo.................................................................................................. - 9 -

2. Antecedentes ........................................................................................................ - 10 -

2.1. Objetivo e historia empresarial ...................................................................... - 10 -

2.2. Situación geográfica ....................................................................................... - 11 -

2.3. Topografía ..................................................................................................... - 11 -

2.4. Condiciones climáticas ................................................................................... - 12 -

3. Situación inicial de la planta de producción de aceite ........................................... - 12 -

3.1. Descripción del proceso de extracción del aceite de palma africana .............. - 12 -

Pesado de la fruta: ............................................................................................... - 12 -

3.2. Descripción del proceso actual de tratamientos de desechos ........................ - 15 -

4. Consumo energético actual de la planta ............................................................... - 19 -

4.1. Energía Eléctrica de la red pública .................................................................. - 19 -

4.2. Consumo de energía eléctrica con generadores diesel ................................... - 23 -

4.3. Consumo de diésel para la producción de vapor ............................................ - 24 -

4.4. Consumo de biomasa para la producción de vapor y la operación de una turbina - 25 -

5. Marco Legal .......................................................................................................... - 26 -

5.1. Ley para la Producción y Consumo de Biocombustibles ................................. - 26 -

5.2. Ley de energía renovable ............................................................................... - 27 -

5.3. Requisitos para descarga de aguas residuales ................................................ - 29 -

6. Descripción del sustrato de biogás POME ............................................................. - 32 -

7. Investigación del potencial de biogás .................................................................... - 36 -

7.1. Información básica de la producción de biogás .............................................. - 36 -

8. Tecnologías y diseños de biodigestores ................................................................. - 37 -

8.1. Reactores UASB ............................................................................................. - 38 -

8.2. Tanques de agitación .................................................................................... - 39 -

8.3. Reactores de contacto ................................................................................... - 40 -

8.4. Fixed-bed reactor ........................................................................................... - 41 -

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8.5. Conclusión al respeto de la tecnología ........................................................... - 42 -

9. Diseño propuesto ................................................................................................. - 43 -

9.1. Parámetros y condiciones a considerar .......................................................... - 43 -

9.2. Descripción del diseño propuesto general ..................................................... - 45 -

9.3. Descripción de los componentes a instalar .................................................... - 50 -

10. Uso energético del biogás y presunciones económicas ......................................... - 61 -

11. Rentabilidad del proyecto ..................................................................................... - 68 -

12. Análisis de sensibilidad ............................................................................................. 71

13. Impacto Ambiental ................................................................................................... 72

13.1. Carga ambiental del efluente de aguas residuales de la planta ....................... 72

13.2. Emisiones CO2 y CH4 ....................................................................................... 72

13.3. Emisiones de ruido ......................................................................................... 73

13.4. Emisiones olorosas ......................................................................................... 73

13.5. Impacto por la construcción de la planta ........................................................ 73

14. Recomendaciones y próximos pasos ......................................................................... 74

Cuadros/Tablas

Tabla 1: Datos tomados en la medición del caudal del POME en COAPALMA y los resultados calculados (Fuente: Propio Cálculo) ............................................................ - 17 - Tabla 2: Consumo anual de Energía del plantel de COAPALMA (Fuente: COAPALMA; Propio Cálculo y ENEE) ............................................................................................................ - 19 - Tabla 3: Distribución de frecuencias de potencias demandadas en le periodo del 21 de mayo hasta el 29 de julio 2012 (Fuente: ENEE y GIZ 4E) ............................................... - 21 - Tabla 4: Consumo energético de la red pública de COAPALMA en 2012 (Fuente: COAPALMA y Propio Cálculo) ....................................................................................... - 22 - Tabla 5: Costo Generación de energía eléctrica en Generadores (Fuente: Propio Cálculo) .. - 23 - Tabla 6:Generadores para la generación de energía eléctrica con diesel en COAPALMA (Fuente: COAPALMA con GIZ 4E) .................................................................................. - 23 - Tabla 7: Costo de energía para la producción de vapor (Fuente COAPALMA y Propio Cálculo) ........................................................................................................................ - 24 -

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Tabla 8: Datos caldera diesel refinería (Fuente: COAPALMA, Propio Cálculo) ............... - 24 - Tabla 9: Concentraciones máximas en efluentes de aguas residuales según norma nacional (Fuente: Sánchez, E. (2011). Compendio de legislación ambiental de Honduras, pág. 462) .. - 30 - Tabla 10: Características de POME (Fuente: Boletín técnico No 11: “Manejo de Efluentes de Plantas Extractoras” disponible en http://cultivopalma.webcindario.com/lagunas.htm) - 33 - Tabla 11: Resultados de los análisis del POME de COAPALMA (Fuente GIZ 4E y Zamorano) - 35 - Tabla 12 Estimación de potencial de Biogás (Fuente: Propio Cálculo) ........................... - 36 - Tabla 13: Características de los procesos mesofílicos y termofílicos Fuente: Energie aus Biomasse, Kaltschmitt 2001 ......................................................................................... - 44 - Tabla 14: Calculo del diseño de las lagunas anaeróbicas (Fuente: Propio Cálculo) Tabla 15: Dimensiones Lagunas Diseno propuesto (Fuente: Propio Cálculo)) ............... - 46 - Tabla 16: Cifras de dimensión del intercambiador de calor (Fuente: Propio Cálculo)) ... - 51 - Tabla 17: Comparación Generación Motor Gas-Otto con Turbina de Gas ..................... - 59 - Tabla 18: Comparación económica Motor Gas-Otto y Turbina de Gas .......................... - 60 - Tabla 19: Cálculo de generación eléctrica (Fuente: Propio Cálculo) ............................. - 62 - Tabla 20: Costos de inversión para el diseño propuesto (Fuente: Propio Cálculo) ........ - 65 - Tabla 21.Costos de producción planta de biogás COAPALMA sin tasa de crecimiento (Fuente: Propio Cálculo) ............................................................................................... - 66 - Tabla 22: Consumo propio de energía eléctrica de la planta de biogás y el tratamiento del POME (Fuente: Propio Cálculo) .................................................................................... - 67 - Tabla 23: Distribución de energía eléctrica generada con biogás (Fuente: Propio Cálculo) .. - 67 - Tabla 24: Indicadores económicos del proyecto de biogás de COAPALMA (Fuente: Propio Cálculo) ........................................................................................................................ - 68 - Tabla 25 Flujo de caja proyecto de biogás COAPALMA (Fuente: Propio Cálculo)............... 70 Tabla 26: Sensibilidades de VAN y TIR al respeto de diferentes factores económicos del proyecto (Fuente: Propio Cálculo) .................................................................................... 71 Tabla 27: Reducción de emisiones CO2 por medio del proyecto propuesto (Fuente: Propio Cálculo) ............................................................................................................................ 73 Tabla 28: Cronograma de próximos pasos y de la implementación del proyecto previsto (Fuente: Propio Cálculo) ................................................................................................... 74

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Ilustraciones

Ilustración 1: Esterilización en el plantel de COAPALMA (Fuente: GIZ 4E) ..................... - 13 - Ilustración 2: Góndolas de lavado en el plantel de COAPALMA (Fuente: GIZ 4E) .......... - 13 - Ilustración 3: Digestor en el plantel de COAPALMA (Fuente: GIZ 4E) ............................ - 14 - Ilustración 4: Canal por donde fluye el POME del plantel hacia las pilas de tratamiento (Fuente: GIZ 4E) ........................................................................................................... - 16 - Ilustración 5: Primeras Pilas de Sedimentación y Separación del POME en el plantel de COAPALMA (Fuente: GIZ 4E) ........................................................................................ - 16 - Ilustración 6: Primeras Pilas de Sedimentación y Separación del POME en el plantel de COAPALMA, Vista hacia la planta (Fuente: GIZ 4E) ....................................................... - 16 - Ilustración 7: Ùltimas pilas de tratamiento de sedimentación del POME antes de la salida hacia el rio (Fuente: GIZ 4E) ......................................................................................... - 17 - Ilustración 8: Caja de salida del POME donde se realizaron los mediciones del caudal (Fuente: GIZ 4E) ........................................................................................................... - 17 - Ilustración 9: Plano del plantel de producción de la COAPALMA con el sistema actual de tratamiento del POME (Fuente: Google Earth) ............................................................. - 18 - Ilustración 10: Potencia demandada de valores promedios diarios y variación del consumo de energía eléctrica durante 7 días en un promedio de un periodo de medición del 21 de mayo hasta el 29 de julio 2012 (Fuente: ENEE y GIZ 4E) ............................... - 20 - Ilustración 11: Generadores de diesel en el plantel de COAPALMA (Fuente: GIZ 4E) .... - 23 - Ilustración 12: Turbina de biomasa 1 MW COAPALMA y combustible fibra para la caldera (Fuente GIZ 4E) ............................................................................................................ - 25 - Ilustración 13: Estructura institucional para el marco legal ambiental y energético (Fuente: SERNA) ......................................................................................................................... - 31 - Ilustración 14: 4 Pasos de la producción de biogás ....................................................... - 37 - Ilustración 15: Esquema de un reactor UASB con sus diferentes partes........................ - 39 - Ilustración 16: Sistemas y Tecnologías de agitación (Fuente GIZ 4E) ............................ - 40 - Ilustración 17: Esquema de un reactor de contacto ...................................................... - 41 - Ilustración 18: Esquema de un Fixed-Bed-Reactor (Reactor de cama fija) ..................... - 42 - Ilustración 19: Impacto de la temperatura en la tasa de reacción anaeróbica [van Haandel & Lettinga, 1994*] ....................................................................................................... - 43 - Ilustración 20: Curva de producción de biogás de materia orgánica según días de retención .................................................................................................................................... - 45 - Ilustración 21: Diagrama de Flujo Diseño propuesto (Fuente: propio diseño) ............... - 47 - Ilustración 22: Plano del diseño propuesto (Fuente: propio diseño .............................. - 48 - Ilustración 23:Plano dimensiones lagunas para el diseño propuesto (Fuente: propio diseño .................................................................................................................................... - 49 -

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Ilustración 24: Membranas de suelo de lagunas en HDPE (Fuente: www.biolak.de) ..... - 50 - Ilustración 25: Bomba de Tornillos de Excenter Wangen para Caudales hasta 400 m³/h (Fuente: www.wangen.com) ........................................................................................ - 51 - Ilustración 26: Imagen de Intercambiador de calor para aguas residuales (Fuente: www.huber.de) ............................................................................................................ - 51 - Ilustración 27: Válvula de presión en laguna (Fuente: GIZ 4E) ...................................... - 52 - Ilustración 28: Ejemplos de sistemas de agitación para lagunas (Fuente: www.suma.de)- 52 - Ilustración 29: Bomba con distribuidor de tuberías de sustrato (Fuente: MT-Energie) . - 53 - Ilustración 30: Diseño 1 posible para los biodigestores, UASB (Fuente: propio diseño) - 54 - Ilustración 31: Diseño 2posible para los biodigestores, ABR (Fuente: propio diseño) ... - 55 - Ilustración 32: Separador de la lamas (Fuente: www.Kugler-gmbh.de ) ........................ - 56 - Ilustración 33: Esquema y Foto de una decantadora para POME de Westfalia (Fuente: www.westfalia-separator.com) .................................................................................... - 56 - Ilustración 34: Sistema de aireación de laguna aeróbicas (Fuente: www.fuchs-germany.com) .............................................................................................................. - 57 - Ilustración 35: Antorcha de biogás (Fuente: www.gt-himmel.com) .............................. - 57 - Ilustración 36: Compresor de biogás (Fuente: www.gt-himmel.com) ........................... - 58 - Ilustración 37: Secadora/Refrigeración de biogás (Fuente: ww.siloxa.com) .................. - 58 - Ilustración 38: Equipo CHP (Cogeneración) (Fuente: 2G-Energietechnik) ...................... - 58 - Ilustración 39: Equipo de refrigeración en el techo de un contenedor de un generador (Fuente: Schmack-Biogas) ............................................................................................ - 59 -

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Siglas y Acrónimos

4E Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética en Centroamérica

BTU British thermal unit

°C Grado Celsius

C Carbono

CH4 Metano

CO2 Dióxido de carbono

d Día

DQO Demanda química de oxigeno

ENEE Empresa Nacional de Energía Eléctrica

GIZ Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (Cooperación Alemana)

Gls/G Galones norteamericanos

h Hora

H2S Sulfuro de hidrógeno

kg Kilogramo

kW Kilowatt

kWh Kilowatt hora

kWhel Kilowatt hora eléctrico

kWh term Kilowatt hora térmico

l Litros

L. o Lps. Lempiras

m Metro

m² Metro cuadrado

m³ Metro cúbico

km Kilómetro

msnm Metros sobre el nivel del mar

mg Miligramo

MS Masa seca igual que ST (sólidos totales)

MV Masa volátil igual que SV (sólidos volátiles)

MWh Megawatt hora

N Nitrógeno

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POME Palm Oil Mill Effluent

TIR Tasa interna de retorno

t o tn Tonelada métrica

TFF Tonelada de fruta fresca (de palma africana)

TRH Tiempo de retención hidráulica

US$ US Dólares

VAN Valor actual neto

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1. Resumen ejecutivo

COAPALMA ECARA, es una Empresa Campesina Agroindustrial, dedicada a procesamiento de Palma Africana del sector social de la economía conformada por 14 cooperativas productoras de la fruta, que tiene su sede en Chiripa, Tocoa, Colón, Honduras. La empresa nació el 15 de Mayo del 1982, producto del proceso de la reforma agraria. Parte de la materia prima o fruta fresca con la que trabaja COAPALMA ECARA proviene de 14 cooperativas participes y otro componente es comprado a productores independientes. En la actualidad, s se procesan alrededor de 100.000 toneladas de fruta fresca (TFF) de palma africana por año para la producción de aceite vegetal crudo, del cual se obtiene en promedio un caudal de aguas residuales de 40 m3 por hora que posee una carga orgánica alta con un DQO de 52,000 mg/l.

Debido a los altos costos de energía y los problemas socio ambientales con el tratamiento y disposición de los residuos orgánicos, se plantea implementar un proyecto que mejore el sistema de tratamiento de aguas actual (lagunas de oxidación) con el fin de cumplir con la normativa de vertido y obtener un ahorro rentable en la factura mensual de energía eléctrica. Por lo que se propone la instalación de una planta de biodigestión industrial tipo laguna, que adicionalmente de tratar los residuos, producirá 12,973 m3/día de biogás, equivalentes a 8,432 m3CH4/d, estimando una producción anual de 8,842 MWhel utilizando un equipo de generación eléctrica de biogás más la sustitución de 31,596 Galones de diésel que se están usando actualmente en una caldera en el plantel de la empresa.

El proyecto muestra en el análisis técnico-financiero indicadores positivos para la venta y/o el autoconsumo de energía eléctrica por un precio promedio de US$ 0.154 por kWh con un VAN de US$ 1,489,827 /2,872,783 para 10/15 años del proyecto y una tasa interna de retorno de 32,96%/249,68%, considerando el capital propio utilizado. La inversión total estimada está prevista con un valor de US$ 3,284,250, 70% financiados con un préstamo para proyectos de energía renovable con una tasa de interés anual de 17%. Se recomienda el seguimiento en la implementación del proyecto verificando los parámetros asumidos en un estudio de factibilidad.

La siguiente tabla muestra los indicadores económicos del proyecto de biogás previsto para COAPALMA ECARA bajo las condiciones mencionadas en los capítulos anteriores.

INDICADORES Valor 10 años Valor 15 añosVAN (10%) 1,489,826.73$ 2,872,783.05$ TIR 32.96% 249.68%

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2. Antecedentes

2.1. Objetivo e historia empresarial COAPALMA ECARA, es una Empresa Campesina Agroindustrial del sector social de la economía procesadorade Palma Africana que tiene su sede en Chiripa, Tocoa, Colón, Honduras. La empresa nació el 15 de Mayo del 1982, producto del proceso de la reforma agraria. Parte de la materia prima o fruta fresca con la que trabaja COAPALMA ECARA proviene de las 14 cooperativas campesinas que la integran y otra parte de compras a productores independientes. Las cooperativas campesinas dueñas de COAPALMA ECARA, tienen un área de plantación de 5,150 hectáreas de las cuales 500 no están en producción, tienen plantaciones sembradas entre 1979 y 2009.

Se afrontan problemas técnicos y socio ambientales con el tratamiento y disposición de los residuos orgánicos líquidos de la producción de aceite (Palm Oil Mill Effluent - POME). Por lo que es necesario realizar mejoras en el sistema de tratamiento de aguas actual (laguna de oxidación) con el fin de cumplir con la normativa ambiental de vertido y funcionamiento de este tipo de actividades. Existen varios procesos tecnológicos que pueden ser desarrollados con el fin de tratar esta materia orgánica, sin embargo, para el alcance de este estudio de factibilidad se propone la construcción de una planta de biodigestión.

Este tipo de tecnología de biodigestión anaeróbica, ofrece una diversidad de ventajas no solo desde la perspectiva ambiental, sino también de tipo social y económico para la empresa y el entorno tales como:

Producción de energía eléctrica y térmica para reducir los costos energéticos de la planta

Obtención de fertilizante de calidad a partir de los residuos orgánicos. Mejora de las condiciones higiénicas a través de la reducción de patógenos y

insectos. Mejoras ambientales derivadas de la protección del suelo, agua y aire. Reducción de los costos de disposición de los residuos orgánicos. Protección del medio ambiente.

En vista de lo anterior, COAPALMA ECARA está interesada en desarrollar un proyecto económicamente rentable para tratamiento del POME y producción de biogás para la sustitución del consumo de diésel y/o energía eléctrica. Por otro lado COAPALMA ECARA está en el proceso de la solicitud de membresía en la Mesa Redonda de Aceite de Palma Sostenible (Roundtable on Sustainable Palm Oil - RSPO), para ser certificado, debe:

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a) contar con un manejo eficiente de sus recursos naturales (agua, biomasa etc.) y energéticos (energía eléctrica, diésel, bunker, biomasa, etc.) y

b) reducir el impacto ambiental, por emisiones y efluentes, lo más bajo posible.

El grupo de cooperativas productoras de palma que integran COAPALMA ECARA, formaron la empresa del sector social de la economía “Energéticos del bajo Aguán” con la tarea de implementar y operar la planta de biogás. Para eso se solicitó al Programa Energías Renovables y Eficiencia Energética en Centroamérica (4E) de la Cooperación Alemana (GIZ) la asistencia técnica para iniciar la implementación y verificar la factibilidad de tal proyecto.

El presente estudio , elaborado por el equipo 4E de la GIZ, analiza la factibilidad, la rentabilidad y propone un diseño para una planta de biogás que ayude a reducir el impacto ambiental del efluente de la producción de aceite de Palma (POME). Los valores asumidos en los cálculos se basan en valores de experiencia, estimaciones y mediciones realizadas por el equipo de GIZ 4E e información proporcionada por COAPALMA.

2.2. Situación geográfica La empresa COAPALMA ECARA está localizada en la localidad de Chiripa, en el municipio de Tocoa, departamento de Colón, en la región Norte del país, por carretera a 203 km de la ciudad San Pedro Sula, Honduras, y 105 km de la ciudad de La Ceiba, su elevación media es de 406 msnm, tiene las siguientes coordenadas geométricas latitud 15.59° y longitud -86.5° grados. Los límites de Tocoa son:

Al norte con el municipio de Trujillo

Al sur con los municipios de Gualaco, San Esteban y Trujillo

Al este con el municipio de Trujillo

Al oeste con los municipios de Sabá y Sonaguera

2.3. Topografía Según el manual de suelos de Simmons y Castellanos, se ubica sobre un suelo tipo De los Valles. Estos suelos son aptos para cultivo intensivo. Suelen ocupar lugares que fueron lagos formados por movimientos orgánicos que cerraron el curso de ríos; otros son terrazas fluviales o restos de lo que fue en un tiempo fondo marino. Muchos de los valles internos, o comprendidos entre montañas, se encuentra a altitudes que oscilan entre 500 y 800 metros sobre el nivel del mar y están rodeados de montañas que se alzan a más de 1,000 msnm.

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2.4. Condiciones climáticas Clima: El Municipio de Tocoa, posee un clima cálido húmedo con temperatura mínima de 25.2 °C y máxima de 29.8°C.

Precipitación: Los niveles de precipitación anual oscilan dentro de 4.16 mm/día, alrededor de los 1000 mm/año, siendo los meses más lluviosos mayo, junio, julio, agosto, septiembre, octubre y noviembre. Los meses más secos son de diciembre a abril teniendo una canícula en el mes de mayo.Suelo: La temperatura promedio del suelo es de 24.0°C, con una temperatura mínima de 22.0 °C en el mes de enero y una temperatura máxima de 27.5°C en el mes de abril.

3. Situación inicial de la planta de producción de aceite

La Empresa cuenta con una planta extractora de aceite, con una capacidad de procesar 40 toneladas de fruta por hora. En el 2012 se extrajo 21,028 toneladas de aceite crudo de aceite de palma. El aceite crudo producido (en un 75% es refinado en una planta con capacidad de 100 toneladas por 24 horas y el otro 25% es exportado al mercado europeo, posteriormente fraccionado en una planta con capacidad de 75 toneladas por día, en la cual se hace la separación del aceite y la grasa (conocida como Estearina)). También, cuenta con una planta para elaboración de manteca, con capacidad de 40 toneladas por hora, aquí se mezcla la estearina y el aceite refinado para obtener la manteca.

Actualmente en la planta se procesa anualmente alrededor de 100.000 toneladas de fruta fresca (TFF) de palma africana de los cuales se obtiene un caudal de aguas residuales de 40 m3 por hora.

3.1. Descripción del proceso de extracción del aceite de palma africana

Pesado de la fruta: la operación del pesado se realiza con básculas gigantes, se pesa el camión cargado con la fruta, luego se pesa descargado y así se obtiene el peso neto de la fruta.

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Control de calidad de la fruta: Luego de que la fruta es pesada se deposita en tolvas para proceder luego a realizar los controles de calidad. Llenado de góndolas: las góndolas son vagones con una capacidad aproximada de 3 toneladas.

Esterilización de la fruta: Esta operación es posiblemente la más importante para la calidad del proceso de extracción de aceite de palma. La operación de esterilización se lleva a cabo en recipientes cilíndricos (esterilizadores o autoclaves), las principales variables que influyen en la esterilización son el tiempo de cocción y la temperatura. Se cargan con fruto fresco un grupo de unas 8 góndolas, se transportan por medio de rieles hasta introducirlas a los esterilizadores, posteriormente se cierra la puerta del esterilizador y se procede a abrir la válvula de alimentación de vapor. La temperatura en el esterilizador es de aproximadamente 135 C° y una presión de 45 psi (libras por pulgada cuadrada). La fruta se mantiene en el esterilizador por 60-70 minutos, dependerá del grado de madurez que tenga la fruta. Los objetivos principales de la esterilización son los siguientes:

Inactivar las enzimas que causan el desdoblamiento del aceite y en consecuencia el incremento del porcentaje de ácidos grasos libres.

Ablandar el pedúnculo de unión de los frutos con su soporte natural. Disminuir la resistencia de los tejidos de la pulpa para lograr el fácil rompimiento

de las celdas de aceite durante los procesos de digestión y prensado. Calentar y deshidratar parcialmente las almendras contenidas dentro de las

nueces. Coagular las proteínas e hidrolizar la materia mucilaginosa contenida en la pulpa

del fruto

Desfrutado: Luego de que el fruto es esterilizado se procede al desfrutado, que consiste en separar el fruto del racimo, el resultado final es fruto suelto y raquis vacío. Esta operación se lleva a cabo en el tambor rotatorio.

Ilustración 2: Góndolas de lavado en el plantel de COAPALMA (Fuente: GIZ 4E)

Ilustración 1: Esterilización en el plantel de COAPALMA (Fuente: GIZ 4E)

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Digestión: El fruto es depositado en un cilindro llamado digestor el cual tiene unas paletas para macerar el fruto por medio de agitación circular, se aplica vapor a 45 psi. Los objetivos de la digestión son:

Desprender la pulpa de las nueces y romper las celdas para liberar el aceite que contienen.

Calentar la masa de los frutos y darle el contenido de humedad necesario para preparar la extracción.

Prensado: Cuando el fruto ha pasado por la digestión se procede a prensarlo. Se aplica agua a la salida del digestor y en la parte inferior de la prensa con el fin de lavar las fibras y lograr que la extracción de aceite sea eficiente, además se le da la dilución adecuada para realizar la separación en la sección de clarificación. La eficiencia del prensado depende de varios factores; la presión aplicada los conos de los tornillos y el estado de desgaste que tienen los tornillos y conos.

Del prensado salen dos productos; uno sólido y otro líquido. El sólido está compuesto por semilla del fruto y las fibras producidas en el proceso de prensado, el líquido es una mezcla de aceite, agua y lodos.

Clarificación: El aceite crudo de palma que viene del prensado contiene impurezas de tipo vegetal, arena y agua. El objetivo de la clarificación es separar el aceite de palma de estas impurezas.

Ya en la sección de clarificación, la mezcla de aceite, agua y lodos es pasada por un proceso cuyo fin es remover las arenas y tierras. Luego la mezcla pasa al tamizado cuya función es remover una alta cantidad de sólidos con un mínimo de arrastre de aceite y lograr la máxima reducción en la viscosidad con una mínima reducción en el tamaño de las gotas de aceite. Después de haber tamizado la mezcla, se procede a elevar la temperatura

Ilustración 3: Digestor en el plantel de COAPALMA (Fuente: GIZ 4E)

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de la mezcla llevándola a 95– 98 C°, por medio de un recalentador que se instala a la entrada al clarificador, luego de calentado el aceite pasa al tanque clarificador donde se le aplica agitación constante con el fin de acelerar la separación de la mezcla.

El aceite ya separado de las otras fases es decantado y enviado a un tanque de aceite el cual cuenta con serpentines para mantener la temperatura a 80 °C, este aceite decantado se le elimina la humedad en una unidad de vacío, para luego ser almacenado a una humedad no mayor al 0.20 % y una temperatura no mayor de 50 °C. Los lodos de la clarificación son depositados en un tanque para luego procesarlos en las centrífugas y así recuperar el aceite contenidos en ellos (aceite recuperado), este lodo centrifugado es mandado a los florentinos donde se trata de recuperar el aceite residual, y luego se manda a las pilas de tratamiento.

La clarificación es el paso del proceso de extracción de aceite en donde se produce la mayor cantidad de agua residual, para lograr una formación de diferentes fase para la recuperación de aceite y para separar impurezas y el agua del aceite.

El proceso de extracción de aceite demanda mucha agua, la relación de fruta procesada y agua utilizada es de 1:1.2, es decir, por cada tonelada de fruta procesada se requiere 1.2 toneladas de agua.

Palmisteria: La planta de palmiste en COAPALMA tiene una capacidad de 25 t/día. La mezcla sólida del prensado es separada por medio de una columna de aire la cual separa las fibras y las envía a la caldera por medio de un tornillo sinfín para ser utilizado como combustible. La semilla o nuez es transportada a los quebradores donde se quiebra la nuez y se procede a separar la almendra de la cascara por medio de un ciclón, la almendra es mandada a un secador donde se elimina la humedad, la cascara es enviada a las calderas para ser usada como combustible. El producto que se obtiene en la planta de palmiste es aceite de almendra y harina de palma.

3.2. Descripción del proceso actual de tratamientos de desechos

La planta de extracción de aceite de Palma Africana COAPALMA cuenta con un sistema de tratamiento de aguas residuales por medio de pilas aeróbicas construidas de concreto, donde se tratan los efluentes de las aguas residuales.

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Las aguas residuales provienen de la planta de extracción de aceite y contienen un alto contenido de ácidos grasos, el efluente circula a través de canales de concreto que llevan el fluido a las pilas de tratamiento de aguas.

En la primera sección hay 2 líneas de 5 pilas cada una para el tratamiento de aguas, dichas pilas están bajo techo. En esta etapa hay un proceso de recuperación de aceite, que se lleva a cabo agregando agua caliente con el fin de facilitar su mezcla con el aceite que se quiere recuperar, de igual manera el agua caliente actúa rompiendo flotantes y fases de sedimentación. Posteriormente la mezcla de agua caliente, aguas residuales y aceite es bombeada hacia un gran tanque en donde ocurre la separación.

Una vez separado el aceite es enviado de vuelta hacia los tanques de aceite crudo, y el agua residual sigue su curso a través de las pilas para proseguir con su tratamiento.

Todas las pilas en este primer sistema están unidas por medio de tubería y tienen las mismas dimensiones. (2.5x2.5 m, con 2 metros de profundidad.)

Luego el agua se conduce a través de tubería y canales hacia la otra línea de pilas de tratamiento de aguas. Posteriormente el agua sigue su rumbo hacia el segundo sistema de pilas de tratamientos, en donde primero pasa a una pila de forma rectangular, con 3 metros de ancho, 65 metros de largo y 2 metros de profundidad en donde el agua sigue con su tratamiento, luego el fluido pasa a una línea de 3 pilas con 4 metros de ancho, 5 m de largo y 2 m de profundidad cada una.

Ilustración 5: Primeras Pilas de Sedimentación y Separación del POME en el plantel de COAPALMA (Fuente:

GIZ 4E) Ilustración 4: Canal por donde fluye el POME del plantel

hacia las pilas de tratamiento (Fuente: GIZ 4E)

Ilustración 6: Primeras Pilas de Sedimentación y Separación del POME en el plantel de COAPALMA,

Vista hacia la planta (Fuente: GIZ 4E)

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unidad CantidadAncho m 0.24Profundo m 0.08Area de la seccion transversal m² 0.02Caudal Q* l/s 0.01Caudal Q* m³/h 35.97Temperatura del fluido °C 61.00

COAPALMAMedición Caudal ManualVolumen Balde 5 Gls

18.9 litrosTiempo para llenarse 2 secPerdida de medición 20%Caudal Q 11.34 l/secCaudal Q 40.824 m³/h

En este punto concluye el tratamiento actual de aguas residuales de COAPALMA para terminar el agua residual ya tratada sale del último grupo de pilas directamente a aguas del Rio Aguan.

El caudal promedio del efluente medido en la caja de salida del POME hacia el río Aguán es entre 35 y 40 m³/h. En ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., se resumen los datos tomados en la medición del caudal. Se realizaron varias mediciones en diferentes días, los valores de la tabla representan los valores promedios de una producción promedia de la planta. Se hizo una estimación del caudal a base de la fórmula de Hanzen y Williams (Caudal Q* = 1.84 x ancho y altura del canal en su caída) y otra medición usando un balde de 5 Galones de volumen tomando el tiempo a llenarse con el POME.

El flujo del POME en el sistema de tratamiento actual de COAPALMA está dibujado en un extracto de GoogleEarth en la Ilustración 9.

:

Ilustración 7: Ùltimas pilas de tratamiento de sedimentación del POME antes de la salida hacia el rio (Fuente: GIZ 4E)

Ilustración 8: Caja de salida del POME donde se realizaron los mediciones del caudal (Fuente:

GIZ 4E)

Tabla 1: Datos tomados en la medición del caudal del POME en COAPALMA y los resultados calculados (Fuente: Propio Cálculo)

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Ilustración 9: Plano del plantel de producción de la COAPALMA con el sistema actual de tratamiento del POME (Fuente: Google Earth)

- 19 -

4. Consumo energético actual de la planta La Cooperativa opera 7 días por semana las 24 horas diarias (La estimación se realizó para 300 días por año con 24 horas de

operación). El consumo de energía eléctrica esta abastecido por la red pública de la ENEE, por la turbina de la caldera de biomasa y por sus generadores de diesel de emergencia. El vapor del proceso esta generado con la fibra del raquis (biomasa) en la caldera 1 y

por diesel en la caldera 2. La

Tabla 2 demuestra el consumo anual de las diferentes fuentes energéticas en el plantel de COAPALMA a base del consumo del año 2012.

Tabla 2: Consumo anual de Energía del plantel de COAPALMA (Fuente: COAPALMA; Propio Cálculo y ENEE)

4.1. Energía Eléctrica de la red pública El consumo energético de la red pública actual es en promedio de 225.000 kWh de energía eléctrica mensuales con un precio de 3.74 Lempiras (0.19 US$) por kWh en el año 2012, como se muestra en la Tabla 4. La demanda de la potencia de energía eléctrica promedia medido entre el 21 de mayo de 2012 y el 29 de julio 2012 oscila entre 350 y 450 kW debido a la variación de la cantidad de producción en las diferentes temporadas (ver Ilustración 10). La variación semanal en la demanda de potencia resulta en cambios puntales en la producción debido a tiempos de reparación y mantenimiento o impactos externos como fallas de energía, lluvias fuertes etc. Mientras la variación mensual en el consumo de energía eléctrica es causada por las temporadas de la cosecha de la palma africana en la región, con una temporada baja entre enero y mayo, y una temporada alta

Cosumo de Energía COAPALMAEnergía Eléctrica Red Pública 2,700,000 kWh por añoEnergía Eléctrica Propia (Diesel) 80,000 kWh por añoEnergía Eléctrica Propia (Biomasa) 2,880,000 kWh por año

total 5,660,000 kWh por año

Diesel para Producción de Vapor (Caldera 2) 31,596.00 Gls por añoBiomasa para Producción de Vapor (Caldera 1) hasta 10,000 tn de fibra por año

Cosumo de Energía COAPALMAEnergía Eléctrica Red Pública 2,700,000 kWh por añoEnergía Eléctrica Propia (Diesel) 80,000 kWh por añoEnergía Eléctrica Propia (Biomasa) 2,880,000 kWh por año

total 5,660,000 kWh por año

Diesel para Producción de Vapor (Caldera 2) 31,596.00 Gls por añoBiomasa para Producción de Vapor (Caldera 1) hasta 10,000 tn de fibra por año

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entre junio y diciembre. La temporada pico normalmente está en el mes de septiembre. En la tabla Tabla 3 se presenta un histograma (distribución de frecuencia) de las potencias demandadas a la red pública. Se presentaron registros de demanda de hasta 850 kW, que ocurren cuando la turbina de biomasa no está operando.

Ilustración 10: Potencia demandada de valores promedios diarios y variación del consumo de energía eléctrica durante 7 días en un promedio de un periodo de medición del 21 de mayo hasta el 29 de julio 2012 (Fuente: ENEE y GIZ 4E)

0.00

100.00

200.00

300.00

400.00

500.00

600.00

700.0000

:15

01:3

002

:45

04:0

005

:15

06:3

007

:45

09:0

010

:15

11:3

012

:45

14:0

015

:15

16:3

017

:45

19:0

020

:15

21:3

022

:45

24:0

0:00

kW

Hora del día

Lun

Mar

Mie

Jue

Vie

Sab

Dom

Promedio

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Tabla 3: Distribución de frecuencias de potencias demandadas en le periodo del 21 de mayo hasta el 29 de julio 2012 (Fuente: ENEE y GIZ 4E)

Rango Frecuencia Horas %P = 0 kW 279 69.75 3.88%

0.1 - 50 kW 94 23.50 1.31%50 - 99.99 kW 79 19.75 1.10%

100 - 149.99 kW 283 70.75 3.94%150 - 199.99 kW 372 93.00 5.17%200 - 249.99 kW 575 143.75 8.00%250 - 299.99 kW 930 232.50 12.94%300 - 349.99 kW 984 246.00 13.69%350 - 399.99 kW 725 181.25 10.08%400 - 449.99 kW 284 71.00 3.95%450 - 499.99 kW 196 49.00 2.73%500 - 549.99 kW 246 61.50 3.42%550 - 599.99 kW 401 100.25 5.58%600 - 649.99 kW 619 154.75 8.61%650 - 699.99 kW 609 152.25 8.47%700 - 749.99 kW 358 89.50 4.98%750 - 799.99 kW 116 29.00 1.61%800 - 849.99 kW 37 9.25 0.51%

< 850 kW 2 0.50 0.03%total 1797.25 100.00%

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Consumo de energía eléctrica de la red pública COAPALMA 2012Jan 12 Feb 12 Mrz 12 Apr 12 Mai 12 Jun 12 Jul 12 Aug 12 Sep 12 Okt 12 Nov 12 Dez 12 PROMEDIO

Consumo 170,642 kWh 0 kWh 143,526 kWh 158,902 kWh 168,404 kWh 214,684 kWh 266,913 kWh 0 kWh 339,025 kWh 210,317 kWh 235,375 kWh 341,959 kWh 224,975 kWhPotencia promedia (est.) 253.9 kW 0.0 kW 192.9 kW 220.7 kW 226.3 kW 298.2 kW 370.7 kW 0.0 kW 470.9 kW 282.7 kW 326.9 kW 474.9 kW 311.8 kW

Costo Demanda 490,202.20L. -L. 440,027.32L. 458,578.67L. 486,738.97L. 610,306.83L. 725,978.64L. -L. 897,212.41L. 589,641.34L. 650,483.41L. 925,849.95L. 627,501.97L. Costo por kWh 2.87L. #DIV/0! 3.07L. 2.89L. 2.89L. 2.84L. 2.72L. #DIV/0! 2.65L. 2.80L. 2.76L. 2.71L. 2.79L.

Alumbrado Publico 4,125.07L. 3,827.32L. 3,664.34L. 3,845.72L. 3,904.83L. 3,638.03L. -L. 3,452.92L. 3,552.08L. 3,535.24L. 3,724.20L. 3,726.98L. Costo por kWh 0.02L. #DIV/0! 0.03L. 0.02L. 0.02L. 0.02L. 0.01L. #DIV/0! 0.01L. 0.02L. 0.02L. 0.01L. 0.02L.

Ajuste de Combustible 140,830.22L. 139,837.41L. 190,426.56L. 194,665.35L. 220,686.56L. 195,089.34L. -L. 298,674.08L. 212,484.01L. 222,434.54L. 279,654.81L. 209,478.29L. Costo por kWh 0.83L. #DIV/0! 0.97L. 1.20L. 1.16L. 1.03L. 0.73L. #DIV/0! 0.88L. 1.01L. 0.95L. 0.82L. 0.93L. Costo EE total 635,157.49L. 583,692.05L. 652,669.57L. 685,250.04L. 834,898.22L. 924,706.01L. -L. 1,199,339.41L. 805,677.43L. 876,453.19L. 1,209,228.96L. 840,707.24L.

Precio por kWh 3.72L. #DIV/0! 4.07L. 4.11L. 4.07L. 3.89L. 3.46L. #DIV/0! 3.54L. 3.83L. 3.72L. 3.54L. 3.74L. Precio por kWh in US$ 0.19$ #DIV/0! 0.21$ 0.21$ 0.21$ 0.20$ 0.18$ #DIV/0! 0.18$ 0.20$ 0.19$ 0.18$ 0.19$

Tabla 4: Consumo energético de la red pública de COAPALMA en 2012 (Fuente: COAPALMA y Propio Cálculo)

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4.2. Consumo de energía eléctrica con generadores diesel En el caso de fallas en la red pública, se operan los generadores diesel del plantel para abastecer la demanda energética del momento. En el año 2012 se consumieron 6,625 galones de diésel que abastecieron alrededor de 80,000 kWhel, a un precio promedio de L.7,50 (US$ 0.38) por kWh como demuestra ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.Tabla 5

Tabla 5: Costo Generación de energía eléctrica en Generadores (Fuente: Propio Cálculo)

Tabla 6¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. demuestra las generadores instalados en el plantel para la generación de energía eléctrica con diésel.

Tabla 6:Generadores para la generación de energía eléctrica con diesel en COAPALMA (Fuente: COAPALMA con GIZ 4E)

Generador Caterpillar Wilson Modelo C15 P625EI

Año 2011 2007 Capacidad 500 kWel 500 kWel

Consumo de Diesel 6,625.00 Gls/año25,042.50 litros/año

Valor calorífico diesel 10 kWh/lEficiencia motores 30%Generación de Energía Eléctrica 75,127.50 kWh/añoPrecio diesel 22.49L. Lps/lPrecio por kWh el 7.50 Lps/kWh elPrecio Biogás 13.49 Lps/m3Costo anual de diesel 563,125.00L. Lps/año

Generación de Energía Eléctrica con Generadores Diesel

Ilustración 11: Generadores de diesel en el plantel de COAPALMA (Fuente: GIZ 4E)

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4.3. Consumo de diésel para la producción de vapor El consumo de diésel de la planta de COAPALMA es de 38,221 Galones por año (en base a cifras del año 2012). Una parte es consumida en los generadores de diésel (Tabla 5) y la restante en la caldera de la refinería (ver Tabla 8) de vapor de la empresa por un precio de L. 2.25 (US$ 0.115) por kWh térmico (o calorífica),como se muestra en la Tabla 7.

Tabla 7: Costo de energía para la producción de vapor (Fuente COAPALMA y Propio Cálculo)

Tabla 8: Datos caldera diesel refinería (Fuente: COAPALMA, Propio Cálculo)

Energía Producción de VaporConsumo de diesel 31,596.00 G/año

119,432.88 l/añoValor calorífico Diesel 10 kWh/lPrecio Diesel 85.00L. Lps/GCosto anual 2685,660.00L. Lps/añoValor calorífico por año 1194,328.80 kWh/añoCosto por kWh calorífico de comb. 2.25L. Lps/kWhPrecio Biogás 13.49L. Lps/m3

Marca, modelo KONUSNo. de fabricación `11893.1000ProveedorAño Gesellschaft für WärmetechnikPotencia 291 kWPresión de operación 10 barProducción de vapor 300°CQuemadorCombustible DieselMarca WeishauptNo. de fabricación 5335921Año 2004

Datos caldera térmica de refinería

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4.4. Consumo de biomasa para la producción de vapor y la operación de una turbina

COAPALMA usa alrededor de 10,000 a 15,000 toneladas anuales de fibra del raquis en una caldera de vapor para el proceso de producción y para operar una turbina que proporciona 1 MW de potencia máxima. Según el gerente técnico del plantel, la turbina genera en promedio alrededor de 400 kW eléctricos, una cantidad de potencia eléctrica un poco mayor a la potencia demandada de la red comercial (ENEE), generando anualmente alrededor de 2,880 MWh para autoconsumo del plantel de COAPALMA.

Los datos técnicos de la caldera son:

Caldera Mechmar, Serie MBO 5101, Modelo BB 568/365 (45000pph), Desing Code BS 1113.1999, Año 2008

Presion de Trabajo 20517/365N/MM2 PSI, Desing Pressure 2.861/415n/MM2 PSI, Test Pressure 4292/622.5N/MM2 PSI

Capacidad 20 toneladas de vapor por hora

Ilustración 12: Turbina de biomasa 1 MW COAPALMA y combustible fibra para la caldera (Fuente GIZ 4E)

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5. Marco Legal

Las leyes hondureñas referentes a la bioenergía son: la Ley de Promoción a la Generación de Energía Eléctrica con Recursos Renovables (Decreto No. 70-2007) y la Ley para la Producción y Consumo de Biocombustibles (Decreto No. 144-2007). Dichas leyes definen p.e. para un proyecto de biogás el marco legal para la venta de energía a la ENEE (Decreto No. 70-2007) y otros beneficios a los que puede acogerse para el apoyo del proyecto.

Para el impacto ambiental del efluente y de las emisiones de producción de COAPALMA ECARA, están establecidas varias normas que reglamentan los límites de contaminación ambiental que deben darse en la producción y/o operación, estos valores son controlados por los autoridades locales (UMA) y nacionales (SERNA).

5.1. Ley para la Producción y Consumo de Biocombustibles Según la Ley para la Producción y Consumo de Biocombustibles y su reglamento, biocombustibles son los productos que se utilizan en procesos de producción de energía, obtenidos a partir de materias primas de origen animal, vegetal, del procesamiento de productos agroindustriales y/o residuos orgánicos. Biogás es el combustible gaseoso producido a partir de biomasa y/o a partir de la fracción biodegradable de los residuos y que puede ser purificado hasta alcanzar una calidad similar a la del gas natural, para uso como carburante, o gas de madera.

Los proyectos que consideran el uso de biocombustibles, según la Ley 144-2007 en su Artículo 9, gozan de los siguientes incentivos:

1. Exoneración del pago del impuesto sobre la renta, impuesto al activo neto y demás impuestos conexos a la renta, durante doce (12) años improrrogables. A partir del inicio de la operación comercial de la planta de biocombustibles.

2. Exoneración del pago de otra clase de impuestos y tasas estatales durante un período de doce años improrrogables; así como, los derechos arancelarios, de todos los bienes destinados a la construcción y para todos aquellos equipos, repuestos, partes y aditamentos relacionados con la instalación, mantenimiento y operación de la planta de producción de biocombustibles.

3. El componente de biocombustibles incorporado en el producto tiene una exoneración de pago de “aporte para la atención a programas sociales y conservación de patrimonio vial” durante un período de 15 años. A partir del año 16 se pagará un 25% del aporte pagado por los combustibles fósiles.

4. Los proyectos gozan de los demás beneficios establecidos en la Ley de Aduanas en relación con la importación de maquinaria y equipo necesario para la construcción

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y operación de los citados proyectos por el que dura la construcción así como de los beneficios establecidos en la Ley del Régimen de Importación Temporal (RIT).

Para obtener estos incentivos se necesita los siguientes requisitos:

1. Escritura de constitución de sociedad, comerciante individual o cooperativa/MIPYME

2. Estudio de factibilidad técnico y económico del proyecto. 3. Planos de las instalaciones del proyecto. 4. Permiso ambiental, otorgado por SERNA. 5. Escritura de propiedad del terreno, donde se va a desarrollar el proyecto o un

contrato de alquiler con una duración mínima de 5 años. 6. Evidencia actualizada de disponibilidad financiera. 7. Constancia de solvencia emitida por la DEI. 8. Constancia de solvencia municipal.

5.2. Ley de energía renovable Los proyectos que consideran la generación de energía a partir de fuentes renovables, según la Ley 70-2007 en su Artículo 2, gozaran de los siguientes incentivos:

1. Exoneración del pago del impuesto sobre ventas para todos aquellos equipos, materiales y servicios que estén destinados o relacionados directamente con la generación de energía eléctrica con recursos renovables que serán utilizados en el desarrollo, instalación, construcción de la planta de generación de energía eléctrica renovable y créditos fiscales por el estudio y diseño efectivo una vez que se haya iniciado la construcción de la planta.

2. Exoneración del pago de todos los impuestos, tasas, aranceles y derechos de importación, para todos aquellos equipos, materiales, repuestos, partes y suplementos destinados o relacionados directamente con la generación de energía eléctrica renovable y que serán utilizados en los estudios, diseño final, desarrollo, instalación y construcción de la planta de generación de energía eléctrica renovable.

3. Exoneración del pago del Impuesto sobre la renta aportación solidaria temporal, impuesto al activo neto y todos aquellos impuestos conexos a la renta durante un plazo de diez años, contados a partir de la fecha de inicio de operación comercial de la planta, para los proyectos con capacidad instalada hasta de 50 MW.

4. Beneficios establecidos en la ley de aduanas en relación con la importación temporal de maquinaria y equipos necesarios para la construcción y mantenimiento de los proyectos.

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5. Exoneración del impuesto sobre la renta y sus retenciones sobre los pagos de servicios u honorarios contratados con personas naturales o jurídicas extranjeras, necesarios para los estudios, desarrollo, instalación, ingeniería, administración y construcción del proyecto de energía renovable.

Según el artículo 3 de la ley 70-2007 las empresas mixtas o privadas generadoras de energía eléctrica renovable, podrán vender la energía que produzcan a través de las siguientes opciones:

1. Vender directamente a grandes consumidores o empresa distribuidoras de energía eléctrica, contando con la aprobación de la empresa nacional de energía eléctrica (ENEE), previo al aseguramiento de la demanda nacional de energía.

2. Vender por iniciativa propia su producción de energía eléctrica a la empresa nacional de energía eléctrica (ENEE), teniendo esta ultima la obligación de firmar un contrato de suministro de energía eléctrica y comprar tal energía.

Como COAPALMA venderá parte de la energía eléctrica generada a la ENEE, aplica al numeral 2 expuesto anteriormente, y se establece lo siguiente (ley 70-2007).

a) El precio total de energía o kWh a partir del año 10, contando desde la fecha de inicio de operación comercial de la planta, será reducido al costo marginal de corto plazo vigente al momento de la firma del contrato de energía eléctrica.

b) Se utilizara como precio base para el pago de la energía el costo marginal de corto plazo vigente. El precio base en ningún caso podrá ser menor que el costo marginal de corto plazo de generación de energía eléctrica (CMCP).

c) El incentivo que forma parte del precio total antes establecido será el valor equivalente al 10% del precio base vigente al momento de la firma del contrato y dicho incentivo se aplicara únicamente durante los primeros 15 años contados a partir de la fecha de inicio de operación comercial de la planta.

d) El precio para el primer año de operación comercial será el precio base vigente al momento de la firma del contrato más el incentivo del 10% antes establecido.

e) Los contratos de suministro de energía eléctrica renovable que suscriba la ENEE a empresas generadoras que utilizan para la producción de energías recursos renovables nacionales. Tendrán una duración máxima de 20 años para proyectos que no excedan la generación de 50 MW.

Requisitos para desarrollar un proyecto de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables:

1. Contrato de operación, para el cual se deberá presentar la siguiente documentación:

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a- Solicitud escrita mediante apoderado legal que contenga: Nombre y antecedentes del solicitante. Experiencia del solicitante en el financiamiento, puesta en marcha de

proyectos similares al que se propone desarrollar. Lista de proyectos de su propiedad o en los cuales tenga participación en el

capital social. Lista de personal clave de la firma. Identificación del proyecto que se propone desarrollar indicando su

ubicación y características. Evidencia financiera Un cronograma para la construcción y puesta en marcha del proyecto. Presentación de referencias bancarias.

b- Escritura pública debidamente registrada. c- Documentación que acredite la propiedad o arrendamiento del terreno donde

se hará la instalación. d- Copia del diseño de las instalaciones, firmados por profesionales debidamente

colegiados. e- Comprobante de inscripción en el registro mercantil.

2. Licencia ambiental

Se solicita la licencia ambiental para la construcción y la operación de la planta en la SERNA, Departamento DECA mediante una nota formal con una descripción del proyecto y su impacto ambiental.

5.3. Requisitos para descarga de aguas residuales Según la ley general del agua en su artículo 44, las autoridades del agua o municipalidades podrán autorizar de conformidad, a las disposiciones ambientales y normas técnicas vigentes, el vertimiento directo o indirecto de aguas residuales a un cuerpo receptor.

En el año de 1996 el presidente constitucional de la republica de Honduras mediante el acuerdo N° 058 acuerda emitir las:

NORMAS TÉCNICAS DE LAS DESCARGAS DE AGUAS RESIDUALES A CUERPOS RECEPTORES Y ALCANTARILLADOS SANITARIOS.

Dichas normas tienen como objetivo regular las descargas de aguas residuales a cuerpos receptores y fomentar la instalación de sistemas de tratamiento de aguas residuales, para

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reducir la producción y concentración de contaminantes descargados al ambiente. Asimismo los usuarios que cuenten con sistema de trata de aguas residuales deberán cumplir con ciertos requisitos con el fin de la preservación del ambiente.

La aplicación de estas normas será competencia de la secretaria de estado en el despacho de salud pública, de la secretaria de estado en el despacho del ambiente y la secretaria de estado en los despachos de gobernación y justicia.

Definiciones

Agua residual tratada: Aguas residuales que provienen de instalaciones o de plantas de tratamiento.

Concentración máxima permisible: Es la concentración permitida en la descarga a un cuerpo receptor.

Cuerpo receptor: Es una masa de agua estática o en movimiento que puede ser; ríos, lagos, lagunas, fuentes, acuíferos, mares, embalses y suelo que pueda recibir directa o indirectamente la descarga de aguas residuales.

De acuerdo a las normas técnicas de las descargas de aguas residuales a cuerpos receptores y alcantarillado sanitario en su artículo 6, cada descarga a un cuerpo receptor en forma directa o indirecta, deberán cumplir con los siguientes requisitos, cuyos rangos permisibles se presentan en la siguiente tabla:

Parámetro Unidad de medida Concentración máxima permisible Sólidos sedimentables ml/L/h 1 Sólidos suspendidos mg/l 100 Material flotante y espuma Ausente DBO mg/l 50 DQO mg/l 200 Grasas y aceites mg/l 10

Tabla 9: Concentraciones máximas en efluentes de aguas residuales según norma nacional (Fuente: Sánchez, E. (2011). Compendio de legislación ambiental de Honduras, pág. 462)

En el cuadro anterior se dan a conocer las concentraciones máximas permisibles de los parámetros de interés para la descarga de aguas residuales de las extractoras de aceite de palma africana, aunque la normativa contempla muchos otros parámetros.

A continuación se presenta un organigrama de las entidades nacionales y municipales encargadas del cumplimiento, seguimiento y control de las leyes y normas antes mencionadas.

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Secretaria de recursos naturales y ambiente (SERNA): La Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA), de conformidad a la Ley General del Ambiente, es la entidad garante de conservar un entorno o ambiente adecuado para la salud de las personas y propiciar un estilo de desarrollo sostenible, mediante la protección y el uso adecuado de los recursos naturales y sus ecosistemas.

DGA: Dirección general de gestión ambiental, La DGA es la dependencia de la SERNA Responsable de coordinar las acciones en materia ambiental, mediante la elaboración y aplicación de políticas, objetivos, metas estratégicas y prioridades en coordinación con el sector público y privado.

DGE: Dirección general de energía; La Dirección General de Energía es responsable de conducir las acciones relacionadas con la producción y uso de energía y actividades relacionadas.

DECA: Dirección de evaluación y control ambiental

UMA: Unidad Municipal Del Ambiente

SECRETARIA DE ESTADO EN LOS DESPACHOS DE RECURSOS NATURALES Y AMBIENTE

SECRETARIA DE AMBIENTE SUBSECRETARIA DE RR NN Y ENERGÍA

DGA DECA

DGE

Estudio y normas ambientales

Unidad Municipal del Ambiente

Evaluación ambiental

Control y seguimiento

Energía renovable

Ilustración 13: Estructura institucional para el marco legal ambiental y energético (Fuente: SERNA)

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6. Descripción del sustrato de biogás POME

Las extractoras de aceite de palma africana son generadoras de grandes cantidades de efluentes con una alta carga orgánica contaminante. Dichos efluentes son conocidos por sus siglas en inglés como POME (palm oil mill effluents), y se refiere a los efluentes de las etapas finales del proceso de producción del aceite de palma en las plantas extractoras. Incluye líquidos, sucios, aceite residual y sólidos suspendidos por lo que el POME tiene un poder contaminante bastante alto.

La extracción del aceite de palma de la fruta fresca requiere de grandes cantidades de agua. Se ha estimado que se produce una tonelada de POME por cada tonelada de fruta fresca (TFF) procesada. El POME es generado principalmente en algunas etapas del proceso de extracción del aceite de palma, que produce los siguientes efluentes:

Condensados de la esterilización: la fruta fresca de la palma se somete a dicho proceso para facilitar la extracción del aceite. Esta operación produce una corriente de efluentes rica en materia orgánica que se envía a los fosos florentinos.

Aguas lodosas de clarificación: la mezcla de aceite, lodo y agua que sale de la prensa se envía a la estación de clarificación que remueve el agua y el lodo y los envía al foso florentino

Hidrociclones Purgas de los tanques desarenadores

La composición y características de los efluentes de las extractoras de aceite de palma dependen del proceso de extracción y de la calidad de la materia prima. Generalmente están compuestos principalmente por agua (93-95%), sólidos suspendidos y disueltos (3-4%) y aceite (0.5-2%), además de otras sustancias como metales pesados y algunas sales especialmente fosfatos, cloruros y nitratos.

El POME fresco es una suspensión coloidal de color pardusco, cuya temperatura es de alrededor 53 a 77 °C en su camino del proceso, acido (pH comprendido entre 4, 5), en la se presenta un resumen de las características de dichos efluentes antes de su tratamiento.

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Tabla 10: Características de POME (Fuente: Boletín técnico No 11: “Manejo de Efluentes de Plantas Extractoras” disponible en http://cultivopalma.webcindario.com/lagunas.htm)

Los principales problemas de estos efluentes son el bajo pH, la elevada temperatura, la alta carga de sólidos totales y suspendidos, la alta carga orgánica medida como la Demanda Química de Oxigeno (DQO). La alta cantidad de aceite presente en los efluentes también se considera un problema ya que este elemento es de difícil degradación.

Para la caracterización de los efluentes (POME) de COAPALMA, se tomaron muestras en la zona de descarga del POME, y se preservaron en hielo para su posterior análisis en el Laboratorio de Calidad de Agua y Energía Renovable EAP/Zamorano. Los análisis realizados fueron:

DQO (Demanda Química de Oxigeno) Sólidos Totales Sólidos Volátiles Batch Test de producción de Biogás

Además se hizo un estimado del caudal de POME generado, se midió su temperatura y el pH.

A continuación se hace una breve descripción de los métodos de análisis utilizados, según Standard Methods for the examination of water and wastewater, 21 Edición, 2005 (DE-05):

PARAMETRO UNIDAD RANGO PROMEDIOpH unidad 3.87-5.25 20180

Temperatura ⁰C 53-77 67.4

DQO mg/L 45,200-230,000 700DBO mg/L 18,700-170,000 48

Sólidos Totales(ST)

mg/L 32,500-110,000 45

Sólidos Volátiles(SV)

mg/L 26,500-98,000 48.9

Aceites mg/L 5,000-10,000 7Nitrógeno Amoniacal

mg/L 11-25.5 18.3

Contenido de Biogás

l/ kg de SV 600-650 600

Contenido en metano

%Vol - 60

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DQO

Este análisis determina la cantidad de oxidante (Cr2O72-) especifico que reacciona con la muestra bajo condiciones controladas, para aguas residuales. Y es una medida aproximada de la cantidad de materia orgánica presente.

Para realizar dicho análisis se llevaron las muestras a temperatura ambiente y se homogenizaron, posteriormente se realizó una dilución de 1/50 de cada una de ellas, dado que como se conoce el POME es de alto contenido en materia orgánica, de esta forma se garantizó que estuviera dentro del rango de lectura del espectrofotómetro. Se agregó la muestra en los tubos de ensayo que contienen la solución oxidante, y se coloca en un reactor de digestión durante dos horas a 150 ⁰C, finalmente se llevó a temperatura ambiente y se realizó la lectura en el espectrofotómetro llevándolo primero a cero con el blanco.

Sólidos totales (ST) y Sólidos volátiles (SV)

Los sólidos totales son los materiales retenidos después del secado a 103-105 ºC de la muestra. Los sólidos suspendidos volátiles corresponden a los compuestos perdidos durante la calcinación a 550 ⁰C de la muestra, después de los sólidos totales.

Para el análisis de sólidos totales (ST) se tomó un volumen de 30ml de cada uno de los sustratos y se pesó junto al recipiente (crisol). Luego se metió al horno a una temperatura de 100˚C con un tiempo de retención aproximado de 24 horas, hasta que la muestra se evaporó. Una vez evaporada, se pesó y se sacó el peso del total de los sólidos totales después de la evaporación de los compuestos líquidos.

Después del análisis de sólidos totales se coloca el crisol con la masa seca en una mufla para su calcinación a 500 ⁰C y de nuevo por diferencia de pesos se calcula los sólidos perdidos durante este proceso que corresponde a los sólidos volátiles.

Batch Test

Se utilizaron biodigestores tipo batch que son recipientes herméticos donde el biogás es producido en un medio anaeróbico. Este tipo de biodigestores, conocidos también como sistemas discontinuos, lo que significa que se carga de materia orgánica una sola vez.

Para realizar las pruebas, se utilizaron recipientes de 200 mL, donde se colocó la muestra del sustrato junto con el biol para acelerar la producción del biogás, la cantidad de muestra fue la necesaria para lograr una carga orgánica de 3.5 kg de SV/m3 y se colocaron en una incubadora a una temperatura de 35°C , se realiza la medición del metano producido haciendo pasar el biogás a través de una solución saturada de hidróxido de

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potasio en la cual son solubles todos los componentes del biogás a excepción del metano, por lo que es posible realizar la medición de la producción del mismo.

Después de realizar estos análisis es posible realizar la caracterización del efluente de la planta extractora de aceite de COAPALMA, a continuación se presenta un cuadro resumen con tales resultados:

Tabla 11: Resultados de los análisis del POME de COAPALMA (Fuente GIZ 4E y Zamorano)

Las aguas residuales del proceso de extracción de aceite son de naturaleza ácida en el caso de esta extractora para el pH se midió un valor de 4.5. Este es un parámetro muy importante debido a que estas aguas residuales por su procedencia tienen un alto contenido de ácidos grasos y su presencia suele producir un descenso en el pH.

Además los ácidos grasos son el principal componente de los productos intermediarios, resultantes de la etapa de hidrólisis, los cuales serán utilizados por los microorganismos en la acidogénesis. Por su carácter acido, un exceso puede ocasionar un descenso en el pH, lo que puede afectar negativamente el metabolismo de las bacterias y llevar a la producción de una mala calidad de biogás, con alto contenido de dióxido de carbono y un bajo contenido de metano. Por el contrario, una baja concentración de ácidos grasos, lleva a una baja producción de biogás. En aquellos casos, en los cuales la concentración de ácidos orgánicos, es tal que el pH es menor a 6.5, no es posible cumplir con la etapa metanogénica y en cambio se produce gran cantidad de ácido sulfhídrico, malos olores y deficiencia en el funcionamiento del sistema. Como se mencionó anteriormente para que los microorganismos metanogénicos mantengan una actividad metabólica adecuada, el rango de pH óptimo se encuentra entre 6.5 y 7.5 por lo que puede ser importante separar la fase de la hidrólisis de la metanogénesis.

Otro parámetro importante es la relación C/N, porque el carbono es el elemento que las bacterias convierten en metano y el nitrógeno es usado para la multiplicación de las bacterias. Si la relación C/N es muy baja lleva a un aumento en la producción de amoniaco y a una inhibición de la producción de metano. Un nivel de relación C/N muy elevado significa una falta de nitrógeno, del cual resultan consecuencias negativas para la formación de proteínas y en consecuencia la energía y el material estructural del metabolismo de los microorganismos. Una composición balanceada es absolutamente necesaria. De allí la importancia de mantener la relación C/N entre 20/1 a 30/1. El amonio es otra forma de nitrógeno presente en las aguas residuales y su concentración en el digestor está principalmente influenciada por la entrada directa a través del sustrato y a

DQO % Caudal

mg/l SV de ST m3/hCOAPALMA 4.5 52,300 29,565 26,928 91% 41

Nombre extractora

pH Sólidos Totales(ST) mg/l

Sólidos Volátiles(SV) mg/l

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través de la degradación de los compuestos orgánicos de nitrógeno (en su mayoría proteínas), por lo que es necesario considerar si el nitrógeno presente en el POME será el necesario ya que en su mayoría es compuesto por ácidos grasos, y determinar si a la temperatura y pH en el que se encuentran no tendrán acción inhibidora.

7. Investigación del potencial de biogás

Para la estimación del potencial de biogás es necesario conocer la masa seca y la masa volátil del sustrato, el potencial teórico de producción del biogás por masa volátil y el contenido de metano. La producción de biogás está directamente relacionada con la concentración de nutrientes como ser grasas, carbohidratos y azucares que contiene la materia orgánica a procesar. De esta forma dependiendo de la materia orgánica que se procese así va a ser la producción en volumen y la calidad del biogás. Los análisis químicos de las aguas residuales contienen la demanda química de oxigeno (DQO) que es el índice de la contaminación de los diferentes flujos. Dado que la concentración del DQO es proporcional a la concentración de la MV, para una primera estimación se puede calcular DQO = (Factor entre 1 y 1.7) x MV en mg/l. En realidad los resultados están bastante distintos. Por eso se recomienda hacer pruebas y análisis más seguidos en cuanto a la determinación de la masa volátil para poder diseñar con mayor precisión el volumen de la planta y la rentabilidad del proyecto tomando diferentes muestras en diferentes horarios y temporadas de producción.

Tabla 12 Estimación de potencial de Biogás (Fuente: Propio Cálculo)

7.1. Información básica de la producción de biogás La degradación anaeróbica de substancias polímericas (proteínas, carbohidratos, grasas) es realizada en 4 pasos, en los cuales están involucradas por lo menos tres grupos de bacterias diferentes, en metabolismo simbiótico.

Cada tipo de población de bacterias requiere distintos tipos de condiciones ambientales. Por ejemplo la bacteria hidrolítica pertenece a los microorganismos facultativos, sin embargo la bacteria metanogénica pertenece a los que son anaeróbicos indispensables. El proceso anaeróbico constituye un sistema microbiano, que es expresado por la amplia matriz de la bacteria activa. Ya que las bacterias metanogénicas son las más sensibles, por lo cual las condiciones deberían estar adaptadas a estas.

Sustratos MS MV DQOtn/año tn/día % MF % MS mg/l % m³/año l/kg MV m³/año

POME 288,000 960 3.0% 91% 52,000 65% 3,035,673 600.0 4,670,266total 288,000 960 3,035,673 4,670,266

Masa Fresca Producción de CH4 Producción de biogás

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Ilustración 14: 4 Pasos de la producción de biogás

Ilustración 14 demuestra los 4 pasos de la producción de biogás. En el primer paso de la hidrólisis las sustancias sólidas son descompuestas en unidades solubles en agua para convertirse en ácidos grasos y aminoácidos. Luego en la acidogénesis las sustancias disueltas son transformadas en ácidos orgánicos, alcoholes, aldehídos, dióxido de carbono e hidrógeno. La acetogénesis transforma después los productos en ácido acético, y al final, en la última fase de la metanogénesis, el ácido acético es transformado en metano y dióxido de carbono.

El resultado es una mezcla constituida por metano (CH4) en una proporción que oscila entre un 40% y un 70%, y dióxido de carbono (CO2), conteniendo pequeñas proporciones de otros gases como hidrógeno (H2), nitrógeno (N2), oxígeno (O2) y sulfuro de hidrógeno (H2S).

8. Tecnologías y diseños de biodigestores

Los biodigestores son depósitos o tanques cerrados herméticamente. A grandes rasgos se pueden definir como recipientes o tanques que permiten la carga (afluente) de sustratos (biomasa) y descarga (efluente) de fertilizante y poseen un sistema de recolección y

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almacenamiento de biogás para su aprovechamiento energético. El objetivo para un biodigestor es siempre encontrar el diseño que permite que las diferentes bacterias involucradas en la producción de biogás dispongan del tiempo necesario (TRH) para que puedan desarrollarse, contando con un sistema que permita un contacto físico permanente entre las bacterias y la biomasa.

Los más comunes tipos de biodigestores para efluentes líquidos como el POME son los reactores UASB (en tanques o lagunas), los tanques de agitación, reactores de contacto, fixed-bed-reactores o una mezcla adaptada de estos reactores. En lo siguiente una pequeña descripción de los tecnologías mencionadas.

8.1. Reactores UASB Las tecnologías del tratamiento anaeróbico como el reactor de flujo ascendente anaeróbico de lecho de lodos o reactores UASB (del inglés: Upflow Anaerobic Sludge Blanket), están siendo rápidamente aceptados para el tratamiento industrial de aguas residuales que no cumplen con las regulaciones ambientales para descarga directa por su elevado DQO, bajo pH y presencia de sólidos en suspensión, también por sus grandes volúmenes (Noyola 1995).

Los reactores de tipo UASB presentan una serie de ventajas con respecto a los sistemas anaerobios convencionales, entre las cuales podemos mencionar:

Producción baja de lodos excedentes. No requiere energía. Simplicidad en el funcionamiento. Son bastante eficientes. Bajo tiempo de retención para grandes volúmenes. Acepta altas cargas orgánicas. Requiere pequeña área superficial Una efectiva separación del biogás, desagüe y el lodo El lodo anaerobio presenta una buena capacidad de sedimentación y

principalmente se desarrolla como un lodo granular. Bajos costos de operación

Entre algunas desventajas existen:

La instalación puede ser complicada y es de alto costos de inversión Requiere de largos periodos de arranque si no se cuenta con lodo anaerobio

adaptado.

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A: Influente

B: Afluente

1: Lecho de lodos

2: Flujo ascendente

3: Separador gas-liquido

4: Área de sedimentación

8.2. Tanques de agitación La agitación: se refiere a forzar un fluido por medios mecánicos para que adquiera un movimiento circulatorio en el interior de un recipiente. Los objetivos de la agitación pueden ser:

Dispersión de un gas en un líquido. Mezcla de dos líquidos miscibles Dispersión de partículas finas en un líquido. Disolución se sólidos en líquidos. dispersión de dos fases no miscibles.

Generalmente el equipo consiste en un recipiente cilíndrico (tanque) y un agitador mecánico, montado en un eje y accionado por un motor eléctrico. El fondo del tanque debe ser redondeado con el fin de eliminar los bordes rectos o regiones en las cuales no penetrarían las corrientes del fluido.

El agitador crea una corriente dentro del sistema, dando lugar a que el líquido circule por todo el recipiente y vuelva de vez en cuando al agitador. Ilustración 16 demuestra los diferentes sistemas y tecnologías en un biodigestor.

Ilustración 15: Esquema de un reactor UASB con sus diferentes

partes

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Ilustración 16: Sistemas y Tecnologías de agitación (Fuente GIZ 4E)

8.3. Reactores de contacto Se trata de un reactor de mezcla completa y un posterior decantador para separar sólidos de líquidos, lo que permite reciclaje de parte de la biomasa.

Fueron desarrollados para tratar aguas residuales con tiempos de retención cortos y edades de lodos prolongadas, se recomienda mantenerlo con una carga orgánica relativamente constante para evitar problemas operacionales.

En un reactor de contacto parte del lodo digerido se recircula al digestor, donde se mezcla con el efluente no digerido. La reinoculación de una biomasa bien aclimatada permite mantener óptimas condiciones de funcionamiento del proceso, sobre todo en aguas residuales industriales.

En este proceso la operación esencial es la separación sólido/líquido, la cual presenta serios problemas, dadas las características de este tipo de lodos y el desprendimiento continuo de burbujas de gas, que dificulta enormemente el proceso de separación, por lo que hay que recurrir previamente a sistemas de desgasificación. El uso de la técnica de stripping o el enfriamiento del efluente digerido en su camino hacia el clarificador puede disminuir este problema. Una reducción en la temperatura de 35 a 15 °C detiene la producción de gas en el clarificador y favorece la floculación de los sólidos. Esto último

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también puede conseguirse mediante el uso de coagulantes, tales como el hidróxido sódico seguido de cloruro férrico. También se utilizan membranas de ultrafiltración para conseguir una alta retención celular.

Ventajas de los reactores de contacto

Mejor floculación Bajo consumo de energía Tiempo de retención corto

Desventajas

Demanda de supervisión operacional relativamente alta El sistema puede tardar en restablecerse

8.4. Fixed-bed reactor

Los reactores de cama fija son el tipo más importante de reactor en la síntesis de productos químicos, en estos reactores la reacción se lleva a cabo en forma de una reacción catalizada heterogénea de gas en la superficie de los catalizadores que están dispuestos como un lecho fijo así llamado en el reactor.

Además de la síntesis de productos químicos importantes los reactores de cama fija se han utilizado cada vez más para el tratamiento de sustancias nocivas y toxicas

Con respecto a la aplicación y construcción es importante diferenciar entre los reactores fixed-bed para la operación adiabática y no adiabática, puesto que la temperatura es una de las variables que más influye en la reacción química. Los reactores adiabáticos se usan únicamente cuando el calor de la reacción es pequeño.

Ilustración 17: Esquema de un reactor de contacto

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Las reacciones con un gran calor, así como las reacciones que son extremadamente sensibles a la temperatura se llevan a cabo en reactores en los que el intercambio de calor se produce a través de un medio de transferencia de calor giratorio integrado en el lecho fijo.

8.5. Conclusión al respeto de la tecnología Debido a un caudal alto de 40 m³/h y un sustrato bastante líquido (MS = 3 %) se necesita un biodigestor de gran volumen para obtener por lo menos 20 días de retención hidráulica (TRH). Construir tanques, reactores o recipientes de concreto, acero fino o metal aumentaría bastante los costos de inversión ya que se necesitan por lo menos 20,000 m³ de volumen total. Por eso es recomendable de construir lagunas tapadas. El contacto de la biomasa puede ser realizado a través de la integración de una tecnología UASB dentro de las lagunas porque una mezcla con agitadores sería muy costosa y difícil a realizar debido al tamaño y la forma geométrica de las lagunas. Sin embrago se necesita sistemas dentro de la laguna para mantener lodos, dejando pasar el agua y el material fermentado.

Ilustración 18: Esquema de un Fixed-Bed-Reactor (Reactor de cama fija)

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9. Diseño propuesto

9.1. Parámetros y condiciones a considerar Dentro de un sistema de biodigestión existen varios parámetros que son críticos para el adecuado funcionamiento y dimensionamiento del mismo, tales como el contenido de materia seca, la concentración de sólidos volátiles, sedimentos y nitrógeno de cada materia prima, la producción diaria de mezcla y el tiempo de retención, entre otros. Estos parámetros definen las reglas para el dimensionamiento del sistema, desde el volumen de los tanques, hasta la escogencia de los componentes para la generación de calor o electricidad. En el caso de las aguas residuales del plantel de COAPALMA se trata de un efluente bastante líquido con poco contenido sólido que hace posible tratarlo anaeróbicamente en lagunas cerradas herméticamente con membranas que almacenaran el biogás. La concentración de nitrógeno es aceptable, debido a que se diluye con el agua residual. Se recomienda siempre mantener una relación de Carbono, Nitrógeno y Fosforo (C:N:F) de por lo menos de 100-200:4:1 con una concentración de nitrógeno (NH4) no más alta que 4 g/kg. Se espera que los sedimentos se acumulen en el fondo de los digestores, por lo que se recomienda la instalación de un sistema de agitación altamente efectivo con el fin de lograr un mezcla homogénea mover los sólidos en el fondo del tanque y evitar la sedimentación de los mismos. Un aspecto muy importante para la producción de biogás es la temperatura dentro del biodigestor. Las bacterias metanogénicas prefieren temperaturas entre 35 y 40 ˚C (área mesófila) o entre 48 y 55 ˚C (área termófila). Temperaturas más bajas puede influir de gran manera en la producción de biogás como se muestra en la Ilustración 190.

Ilustración 19: Impacto de la temperatura en la tasa de reacción anaeróbica [van Haandel & Lettinga, 1994*]

* A.van Haandel, G.Lettinga: Anaerobic Sewage Treatment, A practical guide for regions with hot climate. John Wiley & Sons, pp.226, 1994.

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Es decir, la producción de biogás a 20°C es sólo un 30 % del máximo que se logra a 35°C. En consecuencia también la producción de energía eléctrica o térmica se reduce a sólo 30 % de su potencial. La Tabla 13 demuestra las ventajas y desventajas de los procesos mesofílicos y termofílicos. Aún un proceso termofílico con temperaturas entre 45 y 60 °C puede ser muy conveniente debido a su mayor productividad y eficiencia ya que el POME entraría con una temperatura entre 55-60 °C, se recomienda enfriarlo a una temperatura de 35 a 40 °C. Las bacterias mesofílicas soportan mejor los cambios de la alimentación, p.e. de diferentes caudales a diferentes horas de producción, y el proceso sería mucho más estable para manejarlo.

Tabla 13: Características de los procesos mesofílicos y termofílicos Fuente: Energie aus Biomasse, Kaltschmitt 2001

La temperatura ambiente promedio en Tocoa es de 30˚C con temperaturas mínimas nocturnas de 20˚C. Debido a la temperatura del POME no se necesita un sistema de calefacción para mantener la temperatura del proceso.

El diseño propuesto consiste en la construcción de dos lagunas anaeróbicas para aprovechar la producción de biogás. Además se recomienda construir por lo menos una laguna de oxidación adicional para lograr una reducción mayor de la carga orgánica del efluente y disminuir el impacto ambiental al punto de la entrada al Rio Bajo Aguan.

La carga orgánica recomendable con la que normalmente puede trabajar el biodigestor o la laguna anaeróbica es de 1.5 a 5 kg SV/ m³d con un tiempo de retención hidráulica (TRH) de 20 a 30 días, el cual es recomendado para desechos orgánicos en una concentración relativamente baja. La carga orgánica está directamente relacionada a los días de retención, entre menos días de retención se programen, mayor será la carga orgánica dentro del sistema. La Ilustración 20 muestra un diseño posible formado por dos lagunas anaeróbicas y un tanque de recepción (con membrana de gas también).

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Ilustración 20: Curva de producción de biogás de materia orgánica según días de retención

La Tabla 14 muestra las dimensiones y parámetros de la digestión anaeróbica necesarios para el caudal máximo de 960 m3 por día.

Tabla 14: Calculo del diseño de las lagunas anaeróbicas (Fuente: Propio Cálculo)

9.2. Descripción del diseño propuesto general

Se propone un diseño con 2 lagunas anaeróbicas (biodigestores) en paralelo de 10,000 m³ de volumen neto cada una con un tiempo de retención hidráulico arriba de 20 días. La materia orgánica del POME contiene muchas grasas y proteínas que se descomponen más rápido que los carbohidratos por lo tanto no es necesario tener un TRH mayor de 20 días. Así la carga orgánica en los biodigestores es aproximadamente de 2.5 kg SV / m³ día en un rango muy adecuado. Debido al pH relativamente bajo (de 4 a 5) es recomendable separar la fase de la hidrolisis de la fase de la metanogénesis (ver Ilustración 14). Por lo tanto se instalará una laguna pequeña antes de los biodigestores donde el efluente permanecerá 2,5 días para que la etapa de la hidrólisis se lleve a cabo en una atmosfera ya anaeróbica.

Diseño propuesto Lagunas anaeróbicas Afluente max. 960 m³/dVolumen Biodigestor total 20000 m³Cantidad de Biodigestores 2Volumen por Biodigestor 10000 mTiempo de Retención 20,8 diasDQO diario 2,496 kg DQO/ m³ Volumen y diaCarga Organica diaria 2,59 kg MV/ m³ Volumen dia

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Tabla 15: Dimensiones Lagunas Diseno propuesto (Fuente: Propio Cálculo))

Debido a que el nivel freático en el terreno previsto para la construcción de las lagunas, está a partir de 2.5 metros de profundidad, es necesario construir la laguna para la hidrolisis y las lagunas anaeróbicas (biodigestores) a una altura 3 metros arriba del nivel del suelo actual, para lograr que la profundidad de las mismas sea de 5 metros. La laguna aeróbica debe estar a 1 metro sobre el nivel de suelo actual para lograr una profundidad de 3 metros.

La Ilustración 21 presenta el diagrama de flujo del diseño propuesto. Desde la caja de la salida (1) (ver Ilustración 8) el POME será conducido por gravedad a través de tubería subterránea de PVC, dimensión DN 150, hacia la laguna de recepción. Desde la laguna de recepción (2) será bombeado con la primera bomba de sustrato (3) hacia la laguna de hidrolisis (4), pasando por un intercambiador de calor (4) que enfría el POME a una temperatura constante alrededor de 40 °C.

El Intercambiador de calor debe tener una capacidad de 1,000 kW y será alimentado con el agua fresca para el proceso de la producción del pozo en el plantel de COAPALMA. En la Laguna de hidrolisis el POME será retenido por 2.5 días después será bombeado con la bomba de distribución (6) a las lagunas anaeróbicas (7a)+(7b)(biodigestores).

Dimensiones Lagunas elevación espacio volumen Cantidad adicional inclinación libre profundidad ancho longitud neto TRH

Laguna de recepción 1 0.0 m 45 ° 0.50 m 2.50 m 18.00 m 35.00 m 961 m³ 1 dLaguna de hidrolisis 1 3.0 m 45 ° 0.50 m 5.00 m 20.00 m 42.00 m 2,397 m³ 2.5 dLagunas anáerobicas 2 3.0 m 45 ° 0.50 m 5.00 m 35.00 m 85.00 m 10,567 m³ 21 dLaguna áerobica 1 1.0 m 45 ° 0.50 m 3.00 m 35.00 m 80.00 m 6,027 m³ 6 d

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Ilustración 21: Diagrama de Flujo Diseño propuesto (Fuente: propio diseño)

Ilustración 22: Plano del diseño propuesto (Fuente: propio diseño

Ilustración 23:Plano dimensiones lagunas para el diseño propuesto (Fuente: propio diseño :

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El sedimento y el lodo obtenido en los biodigestores puede ser reciclado para ser alimentado nuevamente a los biodigestores o puede ser bombeado mediante la bomba 3 (8) hacia el separador/decantador (9), donde también se aclara el efluente líquido de los biodigestores. Desde el separador/decantador la fase líquida del POME será conducida hacia la laguna aeróbica de oxidación (10) mientras el lodo sólido se queda depositado para el uso de compostaje o abono orgánico. Dependiendo al grado de la limpieza del agua tratada al final de la laguna anaeróbica, esta podrá ser reciclada para el proceso de producción de la planta o ser conducida hacia la caja de salida (1) para el ingreso a la tubería subterránea que lo conducirá hacia el rio Aguan. La tubería del POME y del efluente líquido será subterránea de PVC, Dimensión DN 150.

El biogás capturado en los biodigestores y la laguna de hidrolisis será conducido en tubería HDPE, de 200 mm de diámetro (DN 200) hacia una unidad de desulfuración mediante un filtro de carbono activo. Para casos de emergencia (paros del generador etc.) se instalará una salida para una antorcha que pueda quemar el biogás sobrante. El biogás desulfurizado será conducido con un compresor (13) hacia el generador de energía eléctrica (14) de 1,500 kW o al quemador doble-fuel en la caldera KONUS. La conexión de los dos consumidores del biogás a la tubería debe facilitar el acceso de ambos en el mismo momento, previendo siempre en primer lugar la cantidad necesaria para el quemador y el resto para el generador. En el generador se convierta el biogás en energía eléctrica que será inyectada a la red pública mediante un transformador de 1,750 kVA.

9.3. Descripción de los componentes a instalar

(1) Caja de salida del POME

La caja de salida (ver Ilustración 8) existente debe ser modificado para funcionar como conexión para la tubería del POME hacia las lagunas y de recepción del efluente tratado para reenviarlo hacia el Rio Aguan.

(2) Laguna de recepción

La Laguna de recepción tiene la función de proveer un caudal continuo al sistema de biogás independiente de la producción en la planta. Tiene un volumen neto de 960 m³ para retener el POME hasta 1 día asumiendo un caudal de 40 m³/h. La Tabla 15 detalla las dimensiones de esta laguna. Debe ser tapada con una membrana de suelo de HDPE para mayor tiempo de vida y para que se mezcle tierra con el POME.

Ilustración 24: Membranas de suelo de lagunas en HDPE (Fuente: www.biolak.de)

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(3) Primera Bomba de sustrato

Ilustración 25: Bomba de Tornillos de Excenter Wangen para Caudales hasta 400 m³/h (Fuente: www.wangen.com)

La primera bomba para enviar el POME desde la laguna de recepción, pasando a través del intercambiador de calor, hasta la laguna de hidrolisis debe tener una capacidad de bombeo de 80 m³/h hasta una altura de 7.5 metros. En la Ilustración 25 se puede ver una bomba de tornillo excenter apto para este tipo de caudal.

(4) Intercambiador de calor 1,000 kW

El intercambiador debe enfriar el POME desde una temperatura aproximada de 60 °C a una temperatura de 40 °C, Se usará el agua del pozo del plantel antes de entrar al proceso para un precalentamiento de esta antes de ser vaporizada, ahorrando asi energía empleada para su vaporización.

Tabla 16: Cifras de dimensión del intercambiador de calor (Fuente: Propio Cálculo))

Según las cifras de Tabla 16, usando la fórmula para determinar la potencia P (demanda energética) P = Caudal Q x delta T x cp Agua, se obtiene un valor de 929 kW para la demanda energética necesaria y que deberá proveer el intercambiador. Ilustración 26 presenta una opción adaptada para aguas residuales de la empresa Huber (Alemania).

Dimension Intercambiador de calor POMEdelta T (T POME- T mesofil) 20 KCaudal Volumen 40 m³/hCaudal masa 40.000 kg/hCp Agua 4,18 kJ/kg K

0,00116 kWh/kg KDemanda energética 929 kW

Ilustración 26: Imagen de Intercambiador de calor para aguas residuales (Fuente: www.huber.de)

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(5) Laguna de hidrolisis con agitadores (5a)

La laguna de hidrolisis será construida con diques de tierra a una altura de 3 m para poder lograr que tenga una profundidad de 5 m. Los dimensiones mencionadas en Tabla 15 representan un volumen de casi 2,400 m³ y un tiempo de retención hidráulico de 2.5 día. La Laguna será tapada con una membrana de suelo (ver (2)) y con 2 membranas de HDPE para el almacenamiento del biogás. La membrana interna está prevista para almacenar el biogás producido y se levanta o deprime dependiendo de la cantidad del biogás adentro. Para proteger la membrana de almacenamiento de impactos externos como radiación,, entre otros, se instalará una membrana adicional sustentada con aire comprimido. Para poder clavar las membranas herméticamente alrededor de la laguna se instalará un anillo de tubo de aire comprimido. La membrana de almacenamiento tiene que ser protegida de una alta o baja presión. Para esto se le conectará una válvula de presión para aire, de seguridad a la membrana. (Ver Ilustración 27) El biogás se puede conducir hacia afuera con un tubo PVC bajo tierra y afuera con tubería de HDPE con un diámetro de 250 mm.

Para realizar una agitación adecuada en la laguna de hidrolisis se instalarán dos agitadores (ver ejemplos en Ilustración 28). Estos agitadores pueden ser ajustados por fuera de la membrana, pudiendo variar la altura y dirección para evitar problemas (sedimentación y flotación) que pueden ocurrir dentro de la laguna.

Ilustración 28: Ejemplos de sistemas de agitación para lagunas (Fuente: www.suma.de)

Ilustración 27: Válvula de presión en laguna (Fuente: GIZ 4E)

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(6) Bomba de distribución de sustrato con distribuidor

Ilustración 29: Bomba con distribuidor de tuberías de sustrato (Fuente: MT-Energie)

La bomba principal (6) tiene la función de bombear en forma permanente el POME de la laguna de hidrolisis hacia las dos lagunas anaeróbicas. El POME será inyectado a las biodigestores desde el suelo hacia arriba fluyendo ascendentemente en los biodigestores. Diferentes válvulas automáticas controlan la entrada del POME por la tubería que alimenta a cada biodigestor. (ver Ilustración 29). Además debe ser posible succionar con la bomba y el distribuidor, el lodo tratado de los biodigestores para poder devolverlo hacia el proceso. (ver Ilustración 21). La bomba debe estar diseñada para poder trasladar mínimo 100 m³/h de POME de la laguna de hidrolisis a cada biodigestor según condiciones del diseño (ver plano y alturas en el diseño).

(7) a+b Lagunas anaeróbicas

Las lagunas anaeróbicas (biodigestores) serán tapadas con membranas de suelo y de almacenamiento como la laguna de hidrolisis según sus dimensiones mencionados en Tabla 15. Instalar agitadores para lograr un mejor contacto entre las bacterias y la biomasa no tiene sentido debido al tamaño de las lagunas. Por lo tanto se considera realizar la laguna con tecnologías UASB (Upflow Anaerobic Sludge Blanket) o ABR (Anaerobic Baffled Reactor) que son capaz de detener los lodos y flotantes y pasar la fase liquida con poca carga orgánica más rápido.

Ilustración 30 contiene el diseño propuesto para las laguna anaeróbicas, tipo UASB, con una pila al final donde solo entra la fase liquida, una pared detiene los lodos y los flotantes.

La tecnología UASB se desarrolló para retener las bacterias anaerobias dentro del digestor. Se alimenta las aguas residuales al suelo de la laguna lo más distribuidamente posible. El agua fluye ascendente pasando una manta de bacterias que disminuyen la carga orgánica y producen biogás. Las bacterias acumulan, forman copos y suben con el agua tratada. El

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biogás producido esta conducido hacia la membrana de gas, el agua tratada es llevada hacia afuera de la laguna y el lodo (bacterias acumuladas) choca contra la pared al final de la laguna y sedimenta al suelo otra vez y así se mantiene dentro del proceso. Así se puede reducir considerablemente el tiempo de retención porque con el efluente del digestor se pierden muy pocas bacterias anaerobias. Este sistema se puede aplicar idealmente para aguas residuales con materia orgánica resuelta.

Ilustración 30: Diseño 1 posible para los biodigestores, UASB (Fuente: propio diseño)

Ilustración 31 demuestra el diseño propuesto para la laguna 2, tipo ABR, con diferentes cámaras que permiten detener los lodos al fondo y una separación del proceso fermentativo en sus 4 pasos. (1. Hidrólisis 2. Acidogénesis 3. Acetogénesis 4. Metanogénesis)

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Ilustración 31: Diseño 2posible para los biodigestores, ABR (Fuente: propio diseño)

(8) Bomba del efluente

La bomba del efluente de los biodigestores tiene la tarea de succionar el efluente de los dos biodigestores y opcionalmente el lodo tratado de los suelos de los biodigestores hacia el separador/la decantadora. Como alternativa se puede manejar los tres flujos con gravedad, usando un recipiente arriba de la decantadora que dar suficiente presión de operación para la decantadora y controla el flujo de entrada. La bomba debe tener las mismas dimensiones que la primera bomba (3) y puede ser instalada entre los biodigestores y la laguna anaeróbica a lado de la unidad de separación.

(9) Separador/decantadora

Para quitar los sólidos secos del efluente y así reducir el DQO restante aún más es necesario pasarlo por una unidad separadora/decantadora que separa un lodo sólido del POME, que se puede usar como abono orgánico- Este lodo tendrá un contenido de MS entre 20 y 30 % dependiendo al equipo que se instale. Existen varios sistemas especialmente para efluente líquidos con un contenido de MS de menos de 3 % como el

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POME de COAPALMA. Entre otros existen los separadores de lamas (ver Ilustración 32) o las decantadoras centrifugas como las presenta la Ilustración 33. Para el inicio del proyecto puede ser suficiente la instalación de un separador de lamas, ya que las inversión es más baja que p.e.

para una decantadora de centrifuga y además no requiere costos de operación para electricidad o utillaje. Si los niveles de DQO aún no están a valores que permite la regulación, se podría considerar la inversión en una centrifuga como demuestra la Ilustración 33. Sin embargo en el cálculo financiero se está considerando un fondo de US$ 300,00 para este item, fondos necesarios para adquirir la decantadora con todas las instalaciones adicionales o solamente p.e. el separador de lamas con un equipo de aireación para las lagunas anaeróbicas (ver Ilustración 34).

Ilustración 33: Esquema y Foto de una decantadora para POME de Westfalia (Fuente: www.westfalia-separator.com)

(10) Laguna aeróbica

La laguna aeróbica tiene la función de dar un último tratamiento al efluente de los biodigestores o a la fase líquida de la unidad de separación mediante la oxidación, el impacto de la fotosíntesis y el calor descomponiendo el material orgánico restante y los nutrientes a un nivel de carga lo más mínimo posible. Para aquello de contar con una profundidad no tan alta (ver dimensiones en Tabla 15) y un tiempo de retención de por lo menos 5 días, por razones ambientales es recomendable construirla con una membrana HDPE para tapar el suelo. Además, podría ser necesario instalar equipo de aireación

Ilustración 32: Separador de la lamas (Fuente: www.Kugler-gmbh.de )

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dentro de la laguna para obtener un mayor impacto de degradación/descomposición del DQO, representando la carga orgánica y de nutrientes en el efluente. (Ver ejemplo en Ilustración 34)

(11) Antorcha de emergencia

La antorcha de biogás tiene la tarea de quemar el exceso de biogás en el caso que las membranas de almacenamiento están llenas y no haya consumo de biogás para generar energía eléctrica o producción de calor, o cuando el porcentaje de metano (CH4) en el biogás producido sea menor de 50 %, dependiendo a las recomendaciones de los proveedores del generador y el quemador doble-fuel. Debe ser capaz de quemar hasta 800 m³/h de biogás con un porcentaje mínimo de 35 % de contenido de CH4. La antorcha debe operar con abajo mantenimiento y según las normas técnicas de seguridad

de explosión.

(12) Desulfuración con aire y de carbono activado

El sulfuro de hidrógeno debe ser removido del biogás antes de que este llegue al sistema de cogeneración o al quemador de la caldera. Para lograrlo se debe inyectar una porción de aire a la campana o a la membrana de almacenamiento de biogás externo, generando una descomposición catalítica, lo que destruirá la molécula de sulfuro de hidrógeno. Si la concentración de sulfuro de hidrógeno no es la adecuada, se deben instalar un filtro de carbono activo para una capacidad de 800 m³/h de biogás que reduce la concentración de

Ilustración 34: Sistema de aireación de laguna aeróbicas (Fuente: www.fuchs-germany.com)

Ilustración 35: Antorcha de biogás (Fuente: www.gt-himmel.com)

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este gas a los niveles de concentración permitidos para la operación de los equipos de generación de energía (Generador y Quemador doble-fuel).

(13) Refrigerador/Secadora y Compresor de biogás

Para poder usar el biogás en el generador y el quemador doble-fuel de manera eficiente y protegiendo la vida útil de estos, se requiere reducir el contenido de H2O y una presión de por lo menos 250 mbar. La reducción del agua (H2O) se realiza condensando el biogás que sale con una temperatura alrededor de 40 °C enfriandolo a 20 °C. El agua condesada sería recolectada en una caja subterránea con un volumen de 2 m³. Estas contarán con un sistema de purga, para su mantenimiento.

Después del sistema de condensación del agua se instalará un compresor que elevará la presión del biogás producido

de 5 mbar a 250 mbar. El sistema debe ser diseñado para un flujo de 800 m³/h y las condiciones mencionadas y según los requisitos de los proveedores de los equipos del biogás.

(14) Generador de biogás de 1,350 kW

El generador de energía eléctrica será el principal consumidor del biogás producido. Este generador es normalmente un motor de ciclo Otto para gas modificado para el uso de biogás y su capacidad nominal debe ser al menos de 1,350 kW eléctricos con una eficiencia de por lo menos 33 %. Existen modelos con una eficiencia eléctrica de hasta 44 % por un mayor precio, un generador con

mayor eficiencia del motor/generador dará mayor rentabilidad al proyecto, aun considerando una inversión más alta normalmente. Para la elección de la marca del modelo es importante considerar buenas referencias en cuanto a la vida útil, el servicio del

Ilustración 36: Compresor de biogás (Fuente: www.gt-himmel.com)

Ilustración 37: Secadora/Refrigeración de biogás (Fuente: ww.siloxa.com)

Ilustración 38: Equipo CHP (Cogeneración) (Fuente: 2G-Energietechnik)

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mantenimiento y la disponibilidad de repuestos en el mercado local/nacional. Además puede ser interesante para COAPALMA hacer una inversión mayor en adquirir dos unidades de 800 kW eléctricos, dando mayor seguridad de cobertura en los períodos de mantenimiento preventivo o correctivo. Los equipos modificados para el uso de biogás de proveedores alemanes

normalmente tienen integrado intercambiadores de calor en el motor y escape para aprovechar la energía térmica de la generación (hasta una eficiencia térmica de 44 %), que sale de forma agua caliente con una temperatura de 90°C del motor. Si no hay un uso adicional para esa forma de energía en el plantel de COAPALMA (p.e. precalentamiento del agua para la caldera de biomasa) se consideraría la compra de un generador sin el intercambiador de calor, considerando siempre equipos de refrigeración.

En vez de instalar un generador de motor de ciclo Otto se podría considerar la instalación de una turbina de biogás con la misma potencia eléctrica.

Tabla 17: Comparación Generación Motor Gas-Otto con Turbina de Gas

Fuente: Estudio Technisch-wirtschaftlicher Vergleich eines

Gasmotors mit einer Mikrogasturbine, Universidad Oberösterreich, 2007

Motor Gas-Otto Turbina de Gas

eficiencia eléctrica más alta largo tiempo de vida útil

baja presión de combustible soporta gás de menos calidadalta temperatura de combustión menos propenso a H2Smenos propenso para muy pocas emisiones de escape

cambio de temperatura pocas emisiones de ruidocambio de presión menos costos de mantenimiento

bajo costo de inversión no lubricación necesario

necesita alta calidad de gás (50 % de CH4) baja eficiencia eléctricamás costos de mantenimiento alta presióncostos de lubricación baja temperatura de procesomás emisiones de escapes altas costos de inversiónmás emisiones de ruido más alto consumo de gas

Ventajas

Comparación Generación Motor Gas-Otto con Turbina de Gas

Desventajas

Ilustración 39: Equipo de refrigeración en el techo de un contenedor de un generador (Fuente: Schmack-Biogas)

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Tabla 18: Comparación económica Motor Gas-Otto y Turbina de Gas

Fuente: Estudio Technisch-wirtschaftlicher Vergleich eines

Gasmotors mit einer Mikrogasturbine, Universidad Oberösterreich, 2007

La Tabla 17 y la Tabla 18 demuestran diferentes ventajas y desventajas de ambas tecnologías. Aparte de los argumentos mencionados habrá que considerar la disponibilidad del mercado local, es decir tanto en cuanto a la inversión que en la adquisición de servicio de mantenimiento y repuestos aún que la turbina tiene una demanda de servicio y mantenimiento más baja que los motores Otto.

(15) Quemador doble-fuel

El quemador doble-fuel será instalado en la caldera de refinería (ver datos en Tabla 8). Debe operar con 100 % de diesel o 100 % de biogás con un contenido de mínimo 50 % de CH4 (CO2 entre 30 y 45 %, H2S %, H2O %, H2 %) a 250 mbar de presión y 20 °C de temperatura y con ambos combustible en el mismo tiempo con una mezcla de 50/50.

(16) Válvula de seguridad

Ver descripción bajo (5)

(17) Membranas HDPE

Ver descripción bajo (5)

(18) Transformador de 1,750 kVA

Para la inyección de la energía eléctrica a la red pública se necesita la conversión de los niveles de tensión de 13.8 kV (tensión de generación) a los 34.5 kV que se tienen en el punto de conexión de la red de la ENEE que está instalado dentro del plantel de COAPALMA. Se requiere la instalación de una estación de un sistema de transformación de este voltaje con una potencia de 1,750 KVA incluyendo la estación de la inyección a la red con un contador bidireccional (inyección y consumo) según las normas que exige la ENEE.

Comparación Generación Motor Gas-Otto con Turbina de GasMotor Gas-Otto Turbina de Gas

Costos de inversión total en € por kWel 650-850 1,400-1,600Costos de mantenimiento, operación ylubricación en €/hora 1.75 € 0.90 € Eficiencia eléctrica (según proveedor) 38-44% 32-35%Eficiencia térmica 40-48% 45-49%

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10. Uso energético del biogás y presunciones económicas

Para el uso energético del biogás hay dos alternativas que pueden ser económicamente interesantes debido a sus altos costos actuales: La sustitución del diesel, bunker o biomasa con una modificación del quemador de la caldera de vapor o la producción de energía eléctrica por medio de un generador de energía eléctrica modificado para el uso de biogás.

An la actualidad, COAPALMA tiene una caldera de vapor alimentada con la biomasa (raquis y fibra de la fruta, subproducto de desecho de la producción) que se produce en la extracción del aceite, poseen otra caldera más pequeña, actualmente operando con diésel (ver Tabla 7).

Si se sustituye el uso de diesel en esta caldera por biogás instalando un quemador doble-fuel (US$ 75,000), el ahorro por kWh en este caso sería el mismo por m3 de biogás que con la sustitución del diésel en los generadores de energía eléctrica para el autoconsumo. Ya que la sustitución directa del diésel brinda una rentabilidad más alta que sustituir energía eléctrica de la red pública.

En el análisis técnico-financiero se da prioridad a la sustitución del diésel tanto en la caldera Konus como en los generadores de emergencia que a la generación de energía eléctrica para el autoconsumo en el plantel, sustituyendo la energía eléctrica de la ENEE con la generación usando el biogás e inyectando el excedente a la red con el fin de venderla a la ENEE o a un tercero que pague un precio por kWh arriba de lo establecido en el Decreto 70-2007 y el peaje de la energía vendida que se inyecte a la red (US$ 0.01 por kWh).

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Tabla 19: Cálculo de generación eléctrica (Fuente: Propio Cálculo)

Para el aprovechamiento energético del biogás se requiere la instalación de un generador eléctrico y un quemador doble-fuel, ambos modificados para este fin. La eficiencia eléctrica de los generadores se puede considerar en 33 %, así que se puede instalar un motor de 1,200 -1,500 kW el que puede producir en 7,500 horas anuales de carga máxima hasta 8,842,610 kWhel, que representaría aproximadamente 10 veces la energía eléctrica consumida en 2012 en el plantel de la COAPALMA.

El precio por kWh que se va a ahorrar se toma en base del precio actual en la planta con US$ 0.20 para la energía eléctrica consumida de la red pública y US$ 0,38 para la energía generada con los plantas de emergencia de diésel, calculado con un aumento de 2 % anual. Estos precios se pueden considerar solamente por un 30 % de la energía eléctrica generada. El excedente de la energía eléctrica deberá ser incorporado al sistema de interconexión nacional de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) según la Ley de Promoción de la Generación de Energía Eléctrica con Recursos Renovables (Decreto No. 70-2007). El precio máximo actual garantizado por la ley será alrededor de US$ 0.13 por kWh. Adicionalmente se puede considerar vender la energía eléctrica inyectada a la red pública a terceros pagando solamente un 0.01 US$ por kWh de transmisión a la ENEE. Así se puede buscar un cliente que debido a su factura actual esté dispuesto comprar la energía eléctrica a un precio más alto que el ofrecido por la ENEE.

Producción de CH4 3,035,673Valor calorifico CH4 9.968Factor de perdidas 8%Producción energética 27,990,116Potencial producción energética 3888Uso energéticoDisponibilidad Energía calorífica 26,795,787 kWh/año 1,194,329 kWh/añoPotencia calorífica 3722 kWh/h 166 kWh/hPotencia eléctrica 1179 kW 0 kWEficiencia eléctrica 33% 0%Eficiencia térmica 0% 75%Potencia térmica 0 kW 1000 kWPotencia total 3573 kW 1333 kWHoras de operación full de motor/la caldera 7500 horas/año 896 horas/añoProducción energía eléctrica 8,842,610 kWh/año 0 kWh/añoProducción energía térmica 0 kWh/año 895,747 kWh/añoDemanda energética total 26,795,787 kWh/año 1,194,329 kWh/año

Energia eléctrica Sustitución Diesel Caldera

m3/añokWh/m3

kWh/añokWh/h

Generación electrica y termica

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Además se asume la sustitución del consumo del diésel directo, sustituyendo el diésel usado en las generadores de emergencia (ver Tabla 7) con el biogás. Eso sería un 5 % de la generación de energía calorífica total del biogás.

La metodología seleccionada para el análisis de rentabilidad del proyecto es una dinámica prevista. Esta metodología considera por un lado los costos de inversión (obras) del proyecto, costos financieros, depreciación de las estructuras, costos de operación y mantenimiento; y por otro lado los ingresos en base a los ahorros de consumo de energía eléctrica, venta o uso propio del fertilizante, aplicando tazas de cambio de precios y costos.

El análisis financiero dinámico permite asignar los ingresos y todos los egresos durante un periodo determinado. Al final se calcula la tasa interna de retorno (TIR) y el valor actual neto (VAN) de la inversión. En base a estos dos valores se puede determinar la rentabilidad del proyecto en comparación a otras inversiones para otros proyectos.

Para propósitos de esta evaluación, se asumió en términos generales que las ganancias incluyen la venta o el autoconsumo de energía eléctrica o el remplazo del diesel.

Supuestos para el análisis financiero

Los siguientes supuestos fueron usados en la evaluación económica del proyecto:

En la evaluación económica, se consideran un período de 10 de 15 años después de la implementación del proyecto

Se consideró la opción para el financiamiento externo de la construcción al 70% de los costos de capital. La empresa debe disponer del 30% del costo del proyecto como inversión al capital. Se asume que el financiamiento externo del proyecto se gestionará a través de un crédito comercial para proyectos de energía renovable con una tasa de 17 % anual para créditos en Lempiras (tasa de interés del mercado en dólares: 10 % anual).

El proyecto empezará a producir al 100% de su capacidad a partir del segundo año después de la inversión/construcción/puesta en marcha. El primer año tiene una producción de energía de 50 % con 100 % de los costos de producción estimados que incluye el interés de anticipos de inversiones para la construcción también.

No se paga por el transporte y disposición de los desechos que se producen en las instalaciones.

Se incluye los costos de inversión para el tratamiento necesario adicionalmente para el efluente POME logrando un impacto ambiental mínima

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A parte de los costos de inversión en equipos, se está considerando los costos de la planificación y el trámite para permisos, como la preparación y supervisión de la obra, la planificación en detalle (o el margen para un contratista principal), la puesta en marcha, transporte de equipos especiales de Europa (1 contenedor) y 10 % de imprevistos. Los demás costos para el diseño propuesto se pueden ver en Tabla 20. Los costos son valores conservadores para equipos y maquinaria de calidad a base de valores de cotizaciones realizados y de valores de experiencia del mercado investigados por el consultor. El proyecto gozará de la exoneración de impuestos y aduaneros del importe según el marco legal de la Ley para la Producción y Consumo de Biocombustibles (Decreto No. 144-2007).

La Tabla 20 demuestra a parte la vida útil de cada componente y la depreciación correspondiente. Los costos financieros por el 70 % pasarían a un préstamo especial para proyectos de energía renovable con eficiencia energética (Fondos del BCIE etc.) con un tiempo de préstamo de 10 años al 17 % de interés por año.

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Tabla 20: Costos de inversión para el diseño propuesto (Fuente: Propio Cálculo)

Para el octavo año del proyecto se tiene previsto un reacondicionamiento (overhaul) del motor del equipo de generación de aproximadamente US$ 750,000, que es necesario debido a la cantidad de horas de operación. Para el año 11 se considera una reserva de US$ 1,000,000 para cualquier reparación o renovación necesaria en la planta. Las inversiones marcadas en color rojo en la Tabla 20 presentan las inversiones necesarias para un sistema de tratamiento necesario de todos modos.

Descripción Unidad de Medida

Cant. Costo Total (US$) Vida Util Depreciación anual

1 Excavacion de las lagunas m³ 25,000.00 125,000.00$ 20.00 6,250.00$ 2 Deposito de tierra m³ 30,000.00 300,000.00$ 20.00 15,000.00$

ENGINERÌA1 Planificación de permisos y liciencias unidad 1.00 50,000.00$ 20.00 2,500.00$ 2 Preparación de la obra, supervisión unidad 1.00 100,000.00$ 20.00 5,000.00$ 3 Imprevistos % 10% 259,500.00$ 20.00 12,975.00$ 4 Planificación en detalle % 5% 129,750.00$ 20.00 6,487.50$

INSTALACIÒN DE MAQUINARIA Y EQUIPO1 Membrana de Suelo Lagunas anaeróbicas pza 2 100,000.00$ 15.00 6,666.67$ 2 Membranas de Gas Lagunas anaeróbicas pza 2 160,000.00$ 15.00 10,666.67$ 3 Canales y tubería Agua Residual incl. Válvulas pza 1 100,000.00$ 15.00 6,666.67$ 4 Bomba de Sustrato incl. distribudor pza 1 10,000.00$ 15.00 666.67$ 5 Primera Bomba (2) pza 1 5,000.00$ 15.00 333.33$ 6 Bomba Efluente (8) pza 1 5,000.00$ 15.00 333.33$ 7 Membranas de Suelo Laguna de recepción pza 1 15,000.00$ 15.00 1,000.00$ 8 Membrana de Suelo Laguna Hidrolisis pza 1 20,000.00$ 15.00 1,333.33$ 9 Membranas de Gas Laguna Hidrolisis pza 1 30,000.00$ 15.00 2,000.00$ 10 Agitatores laguna de recepción pza 1 5,000.00$ 15.00 333.33$ 11 Agitatores laguna de hidrolisis pza 2 20,000.00$ 15.00 1,333.33$ 12 Sistema de agitación Biodigestores pza 0 -$ 15.00 -$ 9 Instalaciones internas Biodigestores pza 2 50,000.00$ 15.00 3,333.33$

10Tubería y tratamiento del biogás (Analizador,Válula de seguridad, Desulfuricación,compressor,refrigeración y condesazión del gas)

pza 1 100,000.00$ 15.00 6,666.67$

11 Intercambiador de calor pza 1 20,000.00$ 15.00 1,333.33$ 12 Tuberia Intercambiador pza 1 25,000.00$ 15.00 1,666.67$ 13 Quemador Doble-Fuel Caldera de Diesel pza 1 50,000.00$ 15.00 3,333.33$ 14 Antorcha de gas pza 1 15,000.00$ 15.00 1,000.00$ 15 Generador de biogás de 1500kW pza 1 800,000.00$ 15.00 53,333.33$ 16 Transformador de 1500 kVA y conexión a la red pza 1 250,000.00$ 15.00 16,666.67$ 17 Control electronico, visualización pza 1 100,000.00$ 15.00 6,666.67$ 18 Instalaciones adicionales pza 1 100,000.00$ 15.00 6,666.67$ 19 Puesta en marcha pza 1 20,000.00$ 15.00 1,333.33$ 20 Transporte de Equipos pza 1 20,000.00$ 15.00 1,333.33$ 21 Separación incl. Sistema de tratamiento pza 1 300,000.00$ 15.00 20,000.00$

3,284,250.00$ 202,879.17$

PREPARACIÒN DE TERRENO

TOTAL INVERSIONES US$

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Tabla 21.Costos de producción planta de biogás COAPALMA sin tasa de crecimiento (Fuente: Propio Cálculo)

Los costos de producción (ver Tabla 21) se reparten en costos de mantenimiento (material y mano de obra), mano de obra de la supervisión, coordinación y administración de la planta, el consumo energético, utillaje, análisis de laboratorio e imprevistos. Se asume que la materia prima de la planta de biogás no tiene ningún costo, en realidad se tienen calcular los costos actuales de la eliminación de los demás desechos como ingresos adicionales para el proyecto. Para la supervisión técnica de la planta y trabajos sencillos de mantenimiento se calcula un trabajo de 8 horas diarias a un costo de US$ 1,80 por hora, resultando en 30 jornales por mes por un costo de L. 280 por Jornal. El costo para la gestión administrativa se calcula a base de 10 Jornales por mes por L. 1,000 por Jornal y la gestión y coordinación del proyecto con 5 Jornales por mes y L. 2,000 por Jornal.

Los costos de mantenimiento de la planta están calculados a un 3.0 % anual de la inversión total para maquinaria y equipo. Según recomendación técnica alemana (www.ASUE.de ), se asume un 2.5% para componentes mecánicos y eléctricos de plantas de biogás y 1.5% para componentes de construcción. Por seguridad y un mercado eventualmente más lejano para repuestos, se asume 3.0 % aunque la mano de obra para trabajos de mantenimiento local será definitivamente más baja en relación a la inversión.

El consumo propio de energía eléctrica de las plantas de biogás se estima normalmente entre 5 y 10 % de la energía eléctrica generada, dependiendo de la dimensión de la planta y al tipo de generador. Según las potencias y las horas de operación de los consumidores más importantes, el diseño propuesto tendrá un consumo cercano a los 850 MWh anuales (ver Tabla 22) que será un 10 % del potencial de energía eléctrica generada ya que la mayoría de la energía sería para el tratamiento posterior del efluente en la decantadora (o como alternativa con tecnología de aireación y bombeo).

Costos de producción Cant. Unidad Precio Unidad

Costo anual

Mano de obra supervisión (técnico) 2,880 h horas $1.80 $5,184.00Administración proyecto 10 Jornales/mes 51.28$ $6,153.85Coordinación proyecto 5 Jornales/mes102.56$ $6,153.85Mantenimiento (Materiales, repuestos ymano de obra) 3.0% $98,077.50Mantenimiento Generador 8,842,610 kWh $0.015 $132,639.15Consumo de Energía eléctrica 884,261 kWh $0.20 $176,852.20Utillaje (Carbono Activo, Agua, etc.) $12,500.00Analisis laboratorio $15,000.00Imprevistos 2.5% de Ingresos anuales (2ndo año)$38,154.07

total $490,714.61

de la Inversion

incentivoincentivo

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Tabla 22: Consumo propio de energía eléctrica de la planta de biogás y el tratamiento del POME (Fuente: Propio Cálculo)

Los costos imprevistos están calculados con un 2.5 % de los ingresos (ahorros) anuales.

Tabla 23: Distribución de energía eléctrica generada con biogás (Fuente: Propio Cálculo)

Los ingresos dependen de la sustitución del autoconsumo de energía eléctrica del plantel de COAPALMA o del precio de la venta de energía. El precio actual para el plantel es de US$ 0.20 por kWh (ver Tabla 23), en el caso de la venta de energía a la ENEE el precio será alrededor de US$ 0.13 por kWh o en venta a un tercer con un precio abierto. Para el escenario base se asume por lo tanto un precio de 0.154 US$ por kWh considerando que se pueda conseguir un cliente que pague este precio más el costo de transmisión a la ENEE.

En el caso de la sustitución del diésel en la caldera de vapor se calcula la sustitución de 31,596 galones de diésel por año que representan 1,194,329 kWh térmicos por un precio de US$ 0,12 kWh térmico. (ver Tabla 7)

Para el primer año del proyecto se asume en todos los escenarios solamente un 50 % de la producción energética esperada ya que el proceso de construcción y la puesta en marcha al inicio no van a generar ingresos estables.

Todos los costos e ingresos están calculados con una tasa de crecimiento de 2 % anual.

Consumo energetico plantas de biogás y tratamiento por equipo

Cant. P mec Eficiencia Pel Horas de operación por día

Horas de operación

Consumo de Energía Eléctrica anual

Bomba de sustratos 1 10.0 kW 90% 11.1 kW 15 h 4,500 h 50,000 kWhBomba 1 1 10.0 kW 80% 12.5 kW 15 h 4,500 h 56,250 kWhBomba 2 1 10.0 kW 80% 12.5 kW 15 h 4,500 h 56,250 kWhAgitatores 2 4.0 kW 80% 5.0 kW 4 h 1,200 h 12,000 kWhBomba de Aire Desulfuricacion 1 0.3 kW 60% 0.4 kW 12 h 3,600 h 1,500 kWhCompressor Aire Comprimida Membrana 3 0.3 kW 60% 0.4 kW 6 h 1,800 h 2,250 kWhGenerador 1 15.0 kW 60% 25.0 kW 24 h 7,200 h 180,000 kWhSeparador 1 50.0 kW 80% 62.5 kW 24 h 7,200 h 450,000 kWhTratamiento del biogás 1 5.0 kW 80% 6.3 kW 24 h 7,200 h 45,000 kWh

total 853,250 kWh

Ingresos del proyecto Cantidad Precio Ingresos anualesGeneración de energía eléctrica paraSustitución autoconsumo red pública 2,700,000 kWh el 0.20$ 540,000.00$ Energía Eléctrica Propia (Diesel) 80,000 kWh el 0.38$ 30,751.14$ Venta según Decreto 70-2007 6,062,610 kWh el 0.13$ 788,139.27$

Energía Eléctrica total 8,842,610 kWh el 0.154$ 1,358,890.41$ Sustitución de diesel en caldera 1,194,329 kWh term 0.12$ 137,347.81$

2,717,780.83$ Ingresos totales por anuales

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11. Rentabilidad del proyecto

El análisis financiero muestra un gran potencial económico para la instalación de una planta de biogás tanto para un periodo de 10 años que para un periodo de 15 años.

El flujo de caja relaciona los ingresos con los costos esperados de cada año después el inicio del proyecto incluyendo una tasa de crecimiento tanto para los ingresos como para los gastos. La utilidad antes de los impuestos (EBIT) es positiva en todos los años aparte del primer año (50 % de producción) y el año del reacondicionamiento del motor. Aun considerando una inversión nueva necesaria en el año 11 de 1 millón de US$, el flujo de caja se mantiene positivo en este ano también, ya que a partir de este año no se considera costos financieros adicionales. No se están calculando los impuestos ya que es un proyecto de autoconsumo y/o además el proyecto gozaría de los beneficios expuestos por la Ley de Biocombustibles y de la Ley de Energías Renovables.

Para el inicio del proyecto (año 0) se calcula la inversión total como gasto, y los 70 % de capital externo como un ingreso. La amortización del préstamo y los pagos de intereses están calculados como costos del proyecto.

Para la determinación del Valor Anualizado Neto (VAN) y la tasa interna de retorno (TIR) se está calculando con una tasa de interés del mercado de 10 % anual. El VAN es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado número de flujos de caja futuros, originados por una inversión. La TIR está definida como el promedio de los rendimientos futuros esperados de dicha tasa de interés del mercado (10 %), y que implica el supuesto de una oportunidad para invertir. Ambas cifras ayudan a comparar la rentabilidad de una inversión en este proyecto en relación a otros proyectos. Por lo tanto se está calculando solamente la parte del capital propio como inversión del proyecto, el préstamo (intereses y amortización) está definido en este análisis de rentabilidad como costo de capital que forma parte de los costos totales.

Tabla 24 demuestra los indicadores económicos del proyecto de biogás previsto para COAPALMA bajo los condiciones mencionados en los capítulos anteriores.

Tabla 24: Indicadores económicos del proyecto de biogás de COAPALMA (Fuente: Propio Cálculo)

Usando el biogás del efluente de la producción de aceite de palma en el plantel de la COAPALMA para la generación de energía eléctrica tiene un potencial económico enorme

INDICADORES Valor 10 años Valor 15 añosVAN (10%) 1,489,826.73$ 2,872,783.05$ TIR 32.96% 249.68%

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como demuestran tanto el VAN positivo como la TIR arriba de la tasa de interés del mercado.

Aparte que el proyecto es ambientalmente y socialmente una necesidad inevitable para COAPALMA, esa inversión brinda una fuente de ingresos y ahorros muy importante para la empresa. Otros beneficios es cumplir con los requisitos para la certificación del RSPO, para lo cual este proyecto es de alta prioridad y se puede obtener ingresos en la venta de abono orgánico con el lodo sólido del efluente.

Tabla 25 demuestra el flujo de caja de 15 años del proyecto de biogás previsto para COAPALMA.

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Tabla 25 Flujo de caja proyecto de biogás COAPALMA (Fuente: Propio Cálculo)

Concepto 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 TotalEnergia electrica 679,445.21 1,386,068.22 1,413,789.59 1,442,065.38 1,470,906.69 1,500,324.82 1,530,331.32 1,560,937.94 1,592,156.70 1,623,999.83 1,656,479.83 1,689,609.43 1,723,401.62 1,757,869.65 1,793,027.04 22,820,413.25Energia termica 68,673.91 140,094.77 142,896.66 145,754.60 148,669.69 151,643.08 154,675.94 157,769.46 160,924.85 164,143.35 167,426.22 170,774.74 174,190.24 177,674.04 181,227.52 2,306,539.07Venta de abono 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

INGRESOS 748,119.11 1,526,162.99 1,556,686.25 1,587,819.97 1,619,576.37 1,651,967.90 1,685,007.26 1,718,707.40 1,753,081.55 1,788,143.18 1,823,906.05 1,860,384.17 1,897,591.85 1,935,543.69 1,974,254.56 25,126,952.32Materia Prima 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Mantenimiento planta de biogas 98,077.50 100,039.05 102,039.83 104,080.63 106,162.24 108,285.48 110,451.19 112,660.22 114,913.42 117,211.69 119,555.93 121,947.04 124,385.98 126,873.70 129,411.18 1,696,095.10Supervision biologico 15,000.00 15,300.00 15,606.00 15,918.12 16,236.48 16,561.21 16,892.44 17,230.29 17,574.89 17,926.39 18,284.92 18,650.61 19,023.63 19,404.10 19,792.18 259,401.25Mantenimiento Generador 132,639.15 135,291.93 137,997.77 140,757.72 143,572.88 146,444.34 149,373.22 152,360.69 152,360.69 155,407.90 155,407.90 158,516.06 158,516.06 161,686.38 161,686.38 2,242,019.06Utillaje 12,500.00 12,750.00 13,005.00 13,265.10 13,530.40 13,801.01 14,077.03 14,358.57 14,645.74 14,938.66 15,237.43 15,542.18 15,853.02 16,170.08 16,493.48 216,167.71Energia electrica 176,852.20 180,389.24 183,997.02 187,676.96 191,430.50 195,259.11 199,164.30 203,147.58 207,210.53 211,354.74 215,581.84 219,893.48 224,291.35 228,777.17 233,352.72 3,058,378.75Mano de Obra Supervisión Planta 5,184.00 5,287.68 5,393.43 5,501.30 5,611.33 5,723.55 5,838.03 5,954.79 6,073.88 6,195.36 6,319.27 6,445.65 6,574.57 6,706.06 6,840.18 89,649.07Gastos de Administ racion y Coordinación 12,307.69 12,553.85 12,804.92 13,061.02 13,322.24 13,588.69 13,860.46 14,137.67 14,420.42 14,708.83 15,003.01 15,303.07 15,609.13 15,921.31 16,239.74 212,842.05Imprevistos 18,702.98 38,154.07 38,917.16 39,695.50 40,489.41 41,299.20 42,125.18 42,967.69 43,827.04 44,703.58 45,597.65 46,509.60 47,439.80 48,388.59 49,356.36 628,173.81Intereses 390,825.75 373,372.80 352,952.85 329,061.51 301,108.64 268,403.79 230,139.11 185,369.43 132,988.91 71,703.70 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2,635,926.49

Costos Operativos 862,089.26 873,138.62 862,713.99 849,017.87 831,464.13 809,366.38 781,920.96 748,186.92 704,015.53 654,150.85 590,987.94 602,807.70 611,693.53 623,927.40 633,172.22 11,038,653.30UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS -113,970.15 653,024.37 693,972.26 738,802.10 788,112.24 842,601.52 903,086.30 970,520.49 1,049,066.02 1,133,992.33 1,232,918.11 1,257,576.47 1,285,898.32 1,311,616.29 1,341,082.34 14,088,299.02Impuestos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.00UTILIDAD NETA -113,970.15 653,024.37 693,972.26 738,802.10 788,112.24 842,601.52 903,086.30 970,520.49 1,049,066.02 1,133,992.33 1,232,918.11 1,257,576.47 1,285,898.32 1,311,616.29 1,341,082.34 14,088,299.02Inversion inicial -3,284,250.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 750,000.00 0.00 0.00 1,000,000.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1,750,000.00Inversion capital de trabajo 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Prestamo 2,298,975.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Amortizacion de prestamo 102,664.40 120,117.35 140,537.30 164,428.64 192,381.50 225,086.36 263,351.04 308,120.72 360,501.24 421,786.45 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2,298,975.00Valor de desecho (residual) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

0.00Flujo de Caja -985,275.00 -216,634.55 532,907.02 553,434.96 574,373.47 595,730.74 617,515.16 639,735.26 -87,600.23 688,564.78 712,205.88 232,918.11 1,257,576.47 1,285,898.32 1,311,616.29 1,341,082.34 9,054,049.02

Depreciación anual 181,629.17 181,629.17 181,629.17 181,629.17 181,629.17 181,629.17 181,629.17 181,629.17 181,629.17 181,629.17 181,629.17 181,629.17 181,629.17 181,629.17 181,629.17 2,724,437.50

Flujo de Caja operativo -985,275.00 -398,263.72 351,277.85 371,805.80 392,744.30 414,101.57 435,885.99 458,106.10 -269,229.40 506,935.62 530,576.71 51,288.94 1,075,947.30 1,104,269.16 1,129,987.12 1,159,453.17 6,329,611.52

FLUJO DE CAJA EN US$Año

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12. Análisis de sensibilidad

Los factores económicos que determinan la rentabilidad del proyecto son la inversión, ingresos (y ahorros en este caso), costos de operación y costos financieros. Por lo tanto se está calculando la sensibilidad de la rentabilidad del proyecto en cuanto a la producción estimada del metano CH4 (factor relevante para lo demás sub-factores de los ingresos), la tasa de interés del financiamiento de la inversión, y los imprevistos en los costos de inversión y operación.

Usando la herramienta de Excel para buscar los valores que den un VAN de US$ 0 mientras las demás condiciones y presunciones se mantengan igual se obtiene que la tasa de interés del préstamo debe ser inferior a 30,8%/42,57% (10/15 años), o tener imprevistos máximos en los costos de inversión de 54,4%/92,42%, imprevistos de costos de operación máximos de 20,25%/28,84% o mínimo 75%/50% de la producción de biogás estimada en este cálculo, será con un caudal menor, una carga orgánica o un proceso menos eficiente. El impacto más fuerte a la rentabilidad del proyecto tienen los ingresos con la producción de biogás (o a relación de un cambio de precio de venta etc.). La tasa de interés tiene un gran efecto en la rentabilidad mientras los costos de inversión y los costos de producción permitan aumentos fuertes sin afectar mucho la rentabilidad del proyecto.

Factor de sensibilidad del proyecto

Valor actual Valor para obtener un TIR de 12 % (VAN

12 % = 0) 10 años

Valor para obtener un TIR de 12 % (VAN 12 % =

0) 15 años Producción de CH4 3,035,673 m³/año 2,057,365 m³/año 1,596,195 m³/año Tasa de interés 17,00 % 30,8 % 42,57 %

Imprevistos Inversión 10,00 % 54,4 % 92,42 %

Imprevistos costos de operación

2,50 % 20,25 % 28,84 %

Tabla 26: Sensibilidades de VAN y TIR al respeto de diferentes factores económicos del proyecto (Fuente: Propio Cálculo)

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13. Impacto Ambiental

El impacto ambiental para el proyecto propuesto se manifiesta básicamente en los siguientes rubros:

1. Carga ambiental del efluente de aguas residuales de la planta 2. Emisiones CO2 y CH4 3. Emisiones de ruido 4. Emisiones olorosas 5. Impacto por la construcción de la planta

13.1. Carga ambiental del efluente de aguas residuales de la planta En la situación actual el efluente (POME) de la producción de aceite de Palma entra al Rio Aguan con un DQO arriba de 50,000 mg/l, con una temperatura entre 50 y 60 °C y un pH de 4 a 5. Esas cifras significan un impacto ambiental grave hacia la flora y la fauna de rio, sus bordes y el mar caribe, en donde desemboca el rio.

Con la instalación y la operación de los biodigestores se lograr de descomponer al menos de 80 % de la carga orgánica y el DQO. El posttratamiento de efluente de los biodigestores con separadores/decantadoras de sólidos y lodos y con equipo de aireación en la laguna aeróbica brinda un efecto adicional para reducir el DQO del efluente final de la planta bajo de 1,000 mg/l. El pH será en un rango neutral después la descomposición de los ácidos grasos y la temperatura más debajo de 30 °C como temperatura ambiental.

13.2. Emisiones CO2 y CH4 El proyecto propuesto brinda la reducción de emisiones CO2 a la atmósfera global. Por una lado se está capturando el metano que actualmente está saliendo con un efecto 21-veces más fuerte que el CO2. Por otro lado se está sustituyendo energía eléctrica de la red pública de Honduras con la energía generada con el biogás producido. La mezcla de la generación de energía eléctrica para la red pública nacional tiene emisiones de 0,42 kg de CO2 por kWh. Tabla 27 presenta las reducciones estimados a través del proyecto de la producción de biogás con el POME de COAPALMA tanto por la captación de metano por un lado que .por la sustitución de energía eléctrica generada con la mezcla de generación nacional. La reducción de sustitución de energía eléctrica de la red pública está a base de la consideración que el CO2 desprendido en la combustión del biogás y la operación de la planta está de tal sentido neutral que se está dentro de un circulatorio natural cerrado, absorbiendo el CO2 de la atmósfera con la fotosíntesis de la palma africana y volverlo a desprender con la combustión del biogás, generado por la materia orgánica de los desechos de la fruta.

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Tabla 27: Reducción de emisiones CO2 por medio del proyecto propuesto (Fuente: Propio Cálculo)

13.3. Emisiones de ruido Las emisiones de ruido a través del proyecto serán emitidas por el equipo instalado. Los equipos de emisiones más fuertes son el generador de energía eléctrica (bajo de 100 dB), las bombas y los agitadores. Dado que la planta se instalará a lado y dentro del plantel industrial de la producción de aceite de palma (por partes arriba de 100 dB) no se contará con un aumento de ruido a través del proyecto de biogás.

13.4. Emisiones olorosas El proyecto promueva la captación del metano con las lagunas anaeróbicas. Dado que las lagunas anaeróbicas, la laguna de hidrolisis y la tubería del biogás están herméticamente cerradas se puede contar con una reducción de olores en relación de la situación actual.

13.5. Impacto por la construcción de la planta La construcción de la planta con el diseño previsto se lleva al cabo al lugar a lado del plantel industrial de COAPALMA. Se trabajara con excavaciones hasta 2 metros de profundidad, dado que el nivel freático empieza a partir de un nivel de 2,55 metros. Para proteger la planta de posibles inundaciones causadas por el rio que pasa al lado occidental de la planta en 50 metros de distancia se construye un dique de tierra de 2 metros de altura.

Reducción de emisiones CO2 por el proyecto propuestoCapturacíón de metano CH4 3,035,673 m³/añoDensidad metano 0.72 kg/m³Capturacíón de metano CH4 2,186 tn/añoFactor CH4/CO2 21Reducción equivalentes CO2 45,899 tn/año

Sustitución de energía eléctrica de la red pública 8,842,610 kWh/añoEmisión CO2 energía eléctrica Honduras* 0.42 kg/kWhReducción emisiones CO2 por sustitución de energía 3,714 tn/año

total 49,613 tn/año*Programa de Solid Forest, 2007

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14. Recomendaciones y próximos pasos

El proyecto tiene un alto potencial económico en la generación de energía eléctrica por medio de la producción de biogás y además disminución de la presión ambiental, ya que se puede reducir la carga orgánica del efluente hasta en un 80 %. Aun considerando una inversión más alta para el tratamiento adicional el proyecto tiene un potencial económico muy favorable y en el mismo momento brinda los beneficios ambientales, legales (logro de reducir el impacto ambiental al nivel aceptable) y sobre todo en cuando al imagen de la empresa y la auto sostenibilidad de ella (autogeneración de energía eléctrica) es muy importante avanzar en el desarrollo y la ejecución de una planta de biogás.

Los próximos pasos serían:

1. Evaluación del caudal del POME (cantidad y DQO/carga orgánica) seguido para averiguar cambios que puedan afectar a los dimensiones del diseño propuesto

2. Solicitud de licencia ambiental (SERNA) y contrato de operación (SERNA/ENEE) 3. Licitar proyecto según diseño propuesto a proveedores “llaves en mano” o

considerar construcción con propia responsabilidad paso a paso para reducir costos (Supervisión e Ingeniería contratada)

4. Solicitar financiamiento para la implementación del proyecto con instituciones bancarias internacionales con programas especiales para este tipo de inversiones

Tabla 28: Cronograma de próximos pasos y de la implementación del proyecto previsto (Fuente: Propio Cálculo)

Tipo de Actividad 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18Evaluación Proyecto y AlternativasSolicitud FinanciamientoPreparación LicitaciónLicitaciónEvaluación LicitaciónSolicitud Permisso de Operación, LicensiaAmbiental, Concessión, etc.Finalización Contrato de ConstrucciónPreparación de terrenoConstrucción de lagunasInstalación tubería, canalesImportación EquipoInstalación Maquinaría e EquipoInstalación eléctrica e Integración ConceptualPuesta en MarchaFinalización y Operación prevista

mes