Producto Final Anexo No. 10 Digestión de Lodos y Cogeneración - … · 2018-05-03 · Producto Final Julio 2011 Anexo No. 10 CAR Página 10-2 DIGESTION DE LODOS Y COGENERACION HAZEN

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DIGESTION DE LODOS Y COGENERACION HAZEN AND SAWYER, P.C. │ NIPPON KOEI

Producto Final – Anexo No. 10

Digestión de Lodos y Cogeneración

Producto Final Julio 2011

Anexo No. 10

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DIGESTION DE LODOS HAZEN AND SAWYER, P.C. │ NIPPON KOEI

TABLA DE CONTENIDO

DIGESTION DE LODOS

Introducción ........................................................................................................................................ 1

1. Tecnologías de Estabilización ....................................................................................................... 2

1.1 Digestión anaerobia – Criterios de diseño ................................................................................... 4

1.1.1 Cargas ...................................................................................................................................... 5

1.1.2. Dimensionamiento del Digestor Anaerobio Convencional ...................................................... 6

1.2 Planos Relacionados ................................................................................................................... 8

1.3 Estrategias de Operación ............................................................................................................. 8

2. Cogeneración ................................................................................................................................. 9

2.1 Terminología .............................................................................................................................. 12

2.2 Energía Eléctrica ........................................................................................................................ 12

2.3 Recuperación de Energía Térmica ............................................................................................. 13

2.4 Demanda Eléctrica de la Fase II de la PTAR El Salitre.............................................................. 15

2.5 Selección de Motores Generadores ........................................................................................... 16

2.6 Confiabilidad de la actual red de energía eléctrica..................................................................... 17

2.7 Sistema de recuperación de calor ............................................................................................. 18

2.8 Sistema de Cogeneración .......................................................................................................... 21

2.9 Generadores en Stand-by .......................................................................................................... 22

2.10 Consideraciones de diseño ...................................................................................................... 23

2.11 Contratación e Implementación ................................................................................................ 23

3. Gasómetro .................................................................................................................................... 23

3.1 Criterios de diseño ...................................................................................................................... 24


Anexo No. 10

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DIGESTION DE LODOS HAZEN AND SAWYER, P.C. │ NIPPON KOEI

LISTA DE TABLAS

Tabla No. 1 Ventajas y Desventajas de Diferentes Procesos de Estabilización de Lodos(1)

.......... 2

Tabla No. 2 Sólidos de los Digestores Anaerobios/Tiempo de Retención Hidráulico ..................... 5

Tabla No. 3 Diseño de Carga de Lodos (Ton/día) ........................................................................... 5

Tabla No. 4 Carga y Balance de Sólidos ......................................................................................... 6

Tabla No. 5 Cálculos de Volumen ................................................................................................... 6

Tabla No. 6 Dimensionamiento del Digestor ................................................................................... 7

Tabla No. 7 Concentración de alimentación WAS calculada .......................................................... 7

Tabla No. 8 Tiempo de Retención Hidráulico (Días) ....................................................................... 8

Tabla No. 9 Criterios de Diseño para el Sistema de Digestión Anaerobia ...................................... 9

Tabla No. 10 Potencial Energético del Gas generado en el Digestor para el Valor de Diseño al

Año 2040 ................................................................................................................................ 10

Tabla No. 11 Tiempo de Retención Hidráulica en el Digestor Anaerobio Bases de Diseño ......... 11

Tabla No. 12 Proyecciones de Caudal de Gas y Potencial Energético ......................................... 12

Tabla No. 13 Potencia Eléctrico de Salida Bajo Distintas Eficiencias en los Motores Operando

con Gas de los Digestores ..................................................................................................... 13

Tabla No. 14 Energía Térmica de Salida con un Porcentaje de Eficiencia de Recuperación de

Calor del 37,5%...................................................................................................................... 14

Tabla No. 15 Demanda Calórica Total para Calentamiento Líquido de los Digestores y

Mantenimiento (2.040) ........................................................................................................... 14

Tabla No. 16 Demanda Calórica de los Digestores y Energía Térmica de Salida (Año 2.040) .... 15

Tabla No. 17 Ahorro Potencial en Costos – Eficiencia del Motor Vs. Potencia de Salida (Año

2.025) ..................................................................................................................................... 16

Tabla No. 18 Capacidad de calentamiento del sistema digestor individual bajo condiciones

máximas de frio(1)

................................................................................................................... 20

Tabla No. 19 Valor de diseño ........................................................................................................ 21

Tabla No. 20 Capacidad de los Generadores Diesel en Stand-by ................................................ 22

Tabla No. 21 Criterios de diseño del Gasómetro ........................................................................... 24


Anexo No. 10

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Introducción

En Marzo 3 de 2010 se presentó el informe titulado “ALTERNATIVAS de TRATAMIENTO de SOLIDOS”, a partir del cual se han ajustado las condiciones particulares que permiten definir la selección y diseño de la estabilización de los lodos.

El caudal de diseño y las cargas para la expansión de la PTAR El Salitre fase II han sido

revisadas y confirmadas. Las cotizaciones preliminares para digestores en forma de huevo

construidos en acero fueron extremadamente altas y superaron el presupuesto. Estas

unidades fueron instaladas en Medellín. Debido a las fusiones corporativas solamente un

proveedor, CBI, presta sus servicios al mercado de Norteamérica y Sudamérica. La

competencia es limitada para fabricar en acero digestores en forma de huevo.

Con el fin de reducir el costo del proyecto se propone la siguiente estrategia de

implementación.

Continuar la operación y mantenimiento de los digestores mesofílicos existentes. Como parte de los requerimientos de contratación, el equipo mecánico será inspeccionado y reformado cuando sea necesario. El digestor existente ha estado en operación por más de 10 años.

Los nuevos digestores propuestos serán anaerobios mesofílicos convencionales,

similares en diseño a las unidades existentes que serán adicionadas para la expansión de la PTAR El Salitre en su fase II. Históricamente la alimentación de lodos a los digestores anaerobios mesofílicos ha estado en un rango entre 4 y 5 % de sólidos. Actualmente, más instalaciones están siendo diseñadas o modificadas en las operaciones de espesamiento existentes para obtener una concentración en la alimentación de sólidos entre 5 y 7 % para maximizar el volumen útil del digestor.

Se presenta la alternativa de digestión en forma de huevo (Ver Planos M-76 y M-77), la cual puede ser adoptada y modificada en el diseño final en vez del digestor convencional presentado.

Los contratistas podrán presentar propuestas basadas en el rendimiento de un

paquete completo de digestor anaerobio (tanque y equipo mecánico). Por ejemplo, CBI ofrece el sistema mecánico completo para sus digestores en forma de huevo.

Los criterios de diseño, los requisitos de rendimiento y las condiciones de la garantía

se especificarán con el fin de garantizar que se ofrecen sistemas de digestión anaerobia comparables (tamaño y calidad).


Anexo No. 10

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1. Tecnologías de Estabilización

La Tabla No. 1 presenta un resumen de las diferentes ventajas y desventajas de los

principales procesos de estabilización usados hoy en día.

Tabla No. 1

Ventajas y Desventajas de Diferentes Procesos de Estabilización de Lodos(1)

Proceso Ventaja Desventaja

Digestión Anaeróbia

Buena destrucción de SSV (40% al

60%) Requiere operarios experimentados

Los costos operacionales pueden

ser más bajos si el gas metano es

usado.

Puede presentar espumas

Ampliamente aplicado

Las bacterias metanogénicas crecen

lentamente; por lo tanto algunas

veces podría acidificarse el digestor.

Los biosólidos pueden usarse en

agricultura

Se recupera lentamente de choques

de carga

Reduce la masa total de lodo El sobrenadante es rico en amonio y

fósforo.

Bajo requerimientos de energía Dificultad de limpieza (Escorias y

arenas)

Puede generar molestias por olores

resultantes de los procesos

anaeróbios

Altos costos iniciales

Potencial para generar Struvita

(Deposito mineral)

Problemas de seguridad debido a

gases inflamables.

Digestión Anaeróbia

Avanzada

Excelente destrucción de sólidos

volátiles Requiere operarios experimentados

Puede producir biosólidos Clase A

controlándose el tiempo y la

temperatura

Puede requerir mantenimiento

intensivo

Puede incrementar la producción

de biogás

(Ver digestión anaeróbia para otras

desventajas)

Puede reducir el tiempo de

retención de sólidos Altos costos de energía

Bajo costo inicial, particularmente

para pequeñas plantas

Sobrenadante menos ofensivo que

en los procesos anaeróbios

Generalmente reduce menos SSV

que los procesos anaeróbios


Anexo No. 10

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Tabla No. 1



Digestión Aeróbia

Control operacional simple Reduce pH y alcalinidad

Ampliamente aplicado Puede propagar patógenos a través

de la liberación accidental de gases

Si se diseña apropiadamente, no

genera molestias por olores

Los biosólidos son por lo general

más difíciles de deshidratar por

medios mecánicos

Reduce la masa total de lodo Su operación se afecta por

temperaturas frías

Puede generar espumas

Digestión Aeróbica

Autotérmica

Termofílica

Reduce los tiempos de retención

hidráulicos comparada con los

procesos convencionales de

digestión aeróbica y anaeróbica

Altos costos de energía

Reducción de volumen Puede generar espumas

Requiere operarios experimentados

Pasteurización del lodo

Puede generar olores

Reducción de patógenos Requiere deshidratación del 18% al

30 % en sólidos

Compostaje

Producto de alta calidad, puede ser

vendido como producto para uso

agrícola

Requiere un agente aglomerante

Puede ser combinado con otros

procesos

Requiere inyección de aire o volteo

manual

Bajos costos iniciales (pila estática

y ventana)

Potencial para propagar patógenos a

través del polvo

Altos costos operacionales (energía,

empleados, químicos o los tres).

Requiere grandes áreas

Potencial de olores

Estabilización con

Cal

Bajo costo de capital

Los biosólidos no siempre son

apropiados para su aprovechamiento

Uso de químicos

Fácil Operación El costo total del manejo de

productos es específico de la zona

Adecuado como método provisional

o de emergencia

El volumen de biosólidos a manejar

se incrementa

Caídas de pH después del

tratamiento.


Anexo No. 10

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Tabla No. 1



Pueden generar malos olores y

crecimiento biológico

Estabilización

Alcalina Avanzada

Produce un biosólido de alta

calidad (clase A)

Intensivos requerimientos de

operación

Puede arrancar rápidamente Requiere una delicada operación de

adición de químicos

Excelente en reducción de

patógenos

Potencial de Olores

El volumen de biosólidos a manejar

se incrementa

Requiere grandes áreas (1) MOP-8 Design of Municipal Wastewater Treatment Plants, 2010

Para definir el proceso de estabilización a implementar en la optimización de la PTAR El Salitre se tuvo en cuenta aspectos tales como: Las limitaciones de disponibilidad de terreno, el deseo de los futuros operarios de tener bajos consumos energéticos y de químicos, el aprovechamiento de los biosólidos generados y el uso de la infraestructura ya existente de la Planta. Por estas razones, la digestión anaerobia es el proceso de estabilización recomendado.

1.1 Digestión anaerobia – Criterios de diseño

El diseño contempla que los biosólidos de la PTAR El Salitre se reusarán benéficamente fuera de la PTAR y que los requerimientos a cumplir serán los de un biosólido clase B según el Código de las Regulaciones Federales de Estados Unidos, Título 40 Acápite 503 (The United States Code of Federal Regulations Tittle 40 Part 503). Los objetivos de tratamiento establecidos para este análisis son los siguientes:

Reducción de sólidos volátiles: La destrucción estimada en los procesos de digestión anaerobia será mayor al 40% para las condiciones de carga máxima mensual de la combinación de lodo primario y secundario.

Reducción de Patógenos: La densidad de patógenos estimada en el producto residual estabilizado será menor a 2.000.000 NMP (Número Más Probable) o UFC (Unidades Formadoras de Colonias) por peso gramo seco para Coliformes Fecales. La densidad de patógenos de Coliformes Fecales debe ser calculada del promedio geométrico de siete (7) muestras recolectadas después de la estabilización.

Para cumplir con estos objetivos en los procesos de digestión anaerobia se recomiendan las siguientes características:


Anexo No. 10

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Digestores anaerobios mesofílicos de estado simple

Temperaturas de operación entre 35°C y 38°C

Carga de sólidos volátiles menores a 150 lbs SV/día por 1.000 pies3

Un reactor equipado con adecuados sistemas de calentamiento para el control de la temperatura.

Un reactor equipado con adecuados sistemas de mezclado para mejorar la eficiencia del proceso.

Las cargas hidráulicas de diseño y los tiempos de retención requeridos para alcanzar estos objetivos se muestran en la Tabla No. 2.

Tabla No. 2

Sólidos de los Digestores Anaerobios/Tiempo de Retención Hidráulico

Capacidad Total

(Todos en servicio)

Capacidad Real

(Uno fuera de servicio)

Condición de carga Anual

Promedio > 22 días > 20 días

Condición de Carga Mensual

Máxima > 20 días > 15 días

1.1.1 Cargas

El diseño de carga fue calculado usando el modelo Biowin, tal como se muestra a continuación en la Tabla No. 3.

Tabla No. 3

Diseño de Carga de Lodos (Ton/día)

Promedio

Anual

2040

Valor

de

Diseño

Máximo

Mensual

Sólidos de los Clarificadores Primarios

(Sólidos Primarios + Arenas) 89,0 119,3 147,9

Lodos Activados de desecho, WAS (0,7-1,0 ST) 122,2 146,6 171,3

Sólidos espesados que alimentan el digestor a 5,0 ST 190,0 239,5 287,3

Carga de sólidos para el equipo de deshidratación 110,2 139,0 174,1

Torta de lodos deshidratados 104,7 132,1 165,4

La Tabla No. 4, presenta el balance de sólidos basado en las cargas presentadas en la Tabla No. 3 para los sólidos espesados que alimentan al digestor.


Anexo No. 10

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Tabla No. 4 Carga y Balance de Sólidos

2040

Promedio Anual

Valor de

Diseño

Máximo Mensual

Sólidos Espesados (TPD) 190,0 239,5 287,3

Alimentación a los Digestores (lb/dia) 418.137 526.937 631.990

Concentración de Sólidos (% Peso Seco) 5,0 +/- 5,0 5,0

1.1.2. Dimensionamiento del Digestor Anaerobio Convencional

El dimensionamiento del volumen del tanque inicial se resume en la Tabla No. 5.

Tabla No. 5

Cálculos de Volumen

Valor de Diseño Máximo Mensual

Concentración de Sólido (%) 5 5

Carga de Sólido (lb/día) 526.937 631.990

(TPD) 239,5 287,3

Tiempo Retención Hidráulico Mínimo (días) 20 15

Mínimo (MG) 25.27 22.73

Volumen (m3) 95,657 86,042

Nota: 1x 106galones (1 MG) = 3785,4 m3

El volumen mínimo de digestión es de 96.391 m3 considerando un digestor anaerobio

existente fuera de servicio. En la Tabla No. 6 se resume el tamaño inicial del tanque (Ver

Plano M-78).


Anexo No. 10

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Tabla No. 6

Dimensionamiento del Digestor

Parámetros del

Digestor

Digestores

Existentes

Digestores

Nuevos

Número 2 8

Diámetro (m) 26,8 29,0

Profundidad del Canal del agua (m) 14,2 14,3

Volumen de cada Digestor (m3) 8.035,5 10.140

Volumen Total (m3) 16.071,1 80.320

Volumen Total Combinado (m3) 96,391

La concentración de alimentación del WAS a los digestores bajo diferentes condiciones de diseño se muestran en la Tabla No. 7.

Tabla No. 7

Concentración de alimentación WAS calculada

Sólidos Totales a los Digestores

Tiempo de retención hidráulico de diseño

(Días)

Concentración de alimentación WAS

Requerido

(% de ST)(3)

Diseño

(% de ST)

A. Año 2040

Promedio Anual

(6-8 meses/año)

418.137 lb/dia

(190,0 TPD)

20(1)

3,91 5,0

B. Valor de Diseño

(2-3 meses/año)

526.937 lb/día

(239,5 TPD)

20(1)

4,92 5,0

C. Máximo mensual

(1 mes/año)

631.990 lb/día

(287,3 TPD)

15(1)

20(2)

4,43

5,91

5,0

(1)Criterios de Diseño. (2) Para un máximo mensual solo un tiempo de retención hidráulica de diseño de 15 días es requerido. Un Tiempo de retención de 20 días puede ser mejorado si la alimentación de los WAS es espesado a un porcentaje del 6 %. (3)1% Sólidos Totales = 10,000 mg/L.


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El tiempo de retención hidráulico y de sólidos se muestran en la Tabla No. 8.

Tabla No. 8

Tiempo de Retención Hidráulico (Días)

Volumen (m

3) Valor de Diseño

Máximo Mensual

Todos los tanques en servicio 105.238 22,0 18,3

1 Tanque existente fuera de

servicio

96.391 20,3 16,9

1 Nuevo tanque fuera de servicio 95.324 20,0(1)

16,6

Nota: Durante las condiciones del Valor de Diseño con un nuevo tanque fuera de servicio, la concentración de los sólidos de alimentación es incrementada a 5.1 % por el incremento de la dosis de polímero.

1.2 Planos Relacionados

N⁰ del Plano Nombre del Plano

M-03 Diagrama de flujo del Proceso de Digestión Anaerobia y Deshidratación de

sólidos

M-05 Diagrama de Cogeneración – Opciones

M-76

M-77

Digestores en forma de Huevo – Diagrama de flujo del proceso

Digestor en Forma de Huevo – Planta de Localización

M-78 Digestor Anaerobio Convencional – Configuración general

M-79 Digestores en forma de Huevo – Elevación

M-80 Diagrama de procesos - compresor del digestor con sistema “Cannon Mixer”

M-81 Sistema típico de gas del digestor

1.3 Estrategias de Operación Los digestores anaerobios serán diseñados para operar a temperaturas mesofílicas de 35ºC a 37ºC y no habrá suministros para operar a rangos de temperaturas termofílicas de 55ºC a 60ºC. La temperatura del lodo no deberá variar más que en -17.22 ºC de la desviación estándar de la temperatura del tanque principal. La digestión anaerobia requiere de un alto desempeño. El objetivo es reducir los sólidos que entran al digestor se concentren mediante el espesamiento a un 5% de contenido de sólido total para alcanzar tiempos de retención hidráulica en operación normal a 20 días. La variación en los sólidos totales a través de cada digestor deberá no ser mayor que un 10% de la desviación estándar de los sólidos totales principales para el digestor cuando la


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concentración de los sólidos totales principales en el digestor sea de al menos 2,75% de sólidos por peso seco. El sistema de mezclado deberá estar diseñado para mantener un volumen del digestor activo en un exceso del 90%.

2. Cogeneración

Introducción

Los lodos primarios y los lodos activados de desecho generados en la PTAR El Salitre

deben ser estabilizados en digestores anaerobios mesofílicos de alta tasa. Las cargas de

sólidos y el balance de masa para la digestión anaerobia se encuentran basados en el

Valor de Diseño para el año 2.040 y se resumen en la Tabla No. 9. Estos valores se

desarrollaron usando el Modelo Biowin para Lodos Activados.

Tabla No. 9 Criterios de Diseño para el Sistema de Digestión Anaerobia

Criterio Unidad Valor

Lodo Primario/Arenas Ton SST/día

Ton SSV/día

119,3

83,5

Lodos Activados de Desecho (WAS) Ton SST/día

Ton SSV/día

146,8

94,6

Lodos Primarios Totales y WAS Ton SST/día

Ton SSV/día

266,1

178,1

Total Sólidos espesados que alimentan el digestor Ton SST/día

Ton SSV/día

239,4

160,2

Carga de sólidos saliente del digestor para el equipo de deshidratación Ton SST/día

Ton SSV/día

139,2

89,6

SSV destruidos en el Digestor Ton SSV/día 70,6

Destrucción de SSV porcentaje 44,1%

Producción de Gas m3/hora 2.504

Nota: Valor de Diseño para Año 2040 – Producto No. 6 – Anexo No. 1 Resultados BioWin

Los Digestores Anaerobios producen continuamente un valioso gas con un alto contenido

de metano. Esta es una fuente importante de energía renovable.


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La producción de gas y la valiosa energía potencial del gas de digestor generado a

condiciones de diseño se muestran en la Tabla No. 10.

Tabla No. 10 Potencial Energético del Gas generado en el Digestor para el Valor de Diseño al Año 2040

Carga del Digestor Unidad Valor

Contenido de Metano Porcentaje 67,26%

(1)

Caudal de Gas m

3/hora

SCFM SCFH

2.504(1)

1.474 88.440

Calor de Calentamiento (LHV)(2)

BTU/CF(3)

600

Potencial Energético

BTU/hora MMBTUH

KWH GJ/hora

53.064.000 53,06 15.552 55,98

(1)Referencia: Producto No. 6 – Anexo No. 1 Resultados BioWin (2)Cálculo con un Valor Calorífico más Bajo (LHV, del inglés Lower Heat Value) de 600 BTU/CF (21.194

BTU/m3) para el gas de digestión. El LHV no incluye la pérdida de energía invertida en la

vaporización del agua contenida en el gas de los digestores (Calor de Vaporización de Agua). (3)BTU/CF = BTU/pié3

La energía potencial generada del gas del digestor está en función de la carga de sólidos

suspendidos volátiles (Ton/día) entregada y destruida en los digestores anaerobios. Las

cargas de sólidos a los digestores se incrementarán a lo largo del proyecto para el año

2.040 en respuesta al crecimiento de la población. Las cargas variarán cada año durante

los periodos secos y de lluvia. Por lo tanto, el análisis de las opciones de recuperación del

gas del digestor como combustible debe estar basado en las tasas de producción mínimas

y máximas.

En el pasado, las cargas de sólidos a la PTAR El Salitre han sido extremadamente

variables debido al sistema de recolección y al depósito de sólidos en el Canal de Aguas

Negras. Con la construcción de la nueva fase de obras, el Canal de Aguas Negras solo

será usado para almacenamiento temporal del exceso de flujo en temporada de lluvias.

Como los caudales en el Área de Servicio de la PTAR El Salitre aumentan, las obras del

sistema de recolección deben operar más cerca a la capacidad de diseño y transportar más

caudal a la Planta en respuesta a los patrones diurnos de uso del agua. La variabilidad en

la carga de sólidos afluente a la PTAR Salitre deberá disminuir en el futuro.

La variabilidad de las cargas contaminantes ha sido simulada en tres escenarios.


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Promedio Anual: Estas proyecciones fueron desarrolladas a partir del historial de

cargas de la Planta (Ton/día). Los caudales fueron ajustados con base en prácticas

reales. La carga futura de desechos fue calculada en proporción a las proyecciones

de población estimada. Estas condiciones podrán existir 3 – 7 meses al año,

dependiendo del uso del agua y los patrones climáticos.

Valor de Diseño: Estas condiciones constituyen la base de diseño de la Planta para

el año 2.040. Diversos factores generan cargas de choque en la Planta (las

poblaciones permanentes y transitorias, las contribuciones comerciales e

industriales, las cantidades de entrada al sistema de recolección, etc.). Se prevé que

durante los años 2.030 a 2.040 el Valor de Diseño para las cargas se alcanzará

durante 3 a 6 meses al año.

Máximo Mensual: Los caudales y las cargas son calculados como 1,25 del Valor de

Diseño con base en registros históricos y prácticas estandarizadas de diseño. Esta

condición puede ocurrir durante 3 a 6 semanas al año, dependiendo de una serie de

variables (patrón climático, cantidad del caudal de entrada, prácticas en sistema de

recolección, etc).

Los digestores anaerobios son dimensionados para almacenar y estabilizar los sólidos (con un digestor fuera de servicio por mantenimiento) como se muestra a continuación en la Tabla No. 11.

Tabla No. 11 Tiempo de Retención Hidráulica en el Digestor Anaerobio

Bases de Diseño

Condiciones de Diseño Tiempo de Retención Hidráulica

Días

Valor de Diseño 20

Máximo Mensual 15

En el dimensionamiento de las unidades de cogeneración que utilizan gas de los digestores

como combustible, es prudente utilizar las tasas de producción de gas correspondientes al

rango comprendido entre la condición Promedio Anual y el Valor de Diseño. El uso de las

tasas de producción de gas correspondientes a la condición Máxima Mensual, llevaría a un

sobredimensionamiento con altas inversiones de capital, e implicarían el uso de equipo de

conmutación. Con tiempos de retención entre 15 y 20 días en los digestores anaerobios, las

tasas “pico” de generación de gas para la condición Máxima Mensual, pueden reducirse o

extenderse por largos periodos de tiempo.

Para el establecimiento de los criterios de diseño del sistema de cogeneración, solo se

tendrán en cuenta las producciones de gas calculadas para las condiciones Promedio

Anual y Valor de Diseño. Durante la condición Máxima Mensual, solo se utilizará para

cogeneración la cantidad de gas equivalente a la condición Valor de Diseño. El exceso de


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gas generado en este período se puede utilizar como combustible complementario para los

sistemas secundarios de recuperación de calor; así mismo, dicho exceso de gas puede ser

almacenado o quemado en sistemas de combustión por llama.

En la Tabla No. 12 se muestran los caudales proyectados de producción de gas en los digestores, así como el potencial de producción de energía en KWh, tanto para la condición Promedio Anual como para el Valor de diseño, al año 2.040.

Tabla No. 12 Proyecciones de Caudal de Gas y Potencial Energético

Promedio Anual Valor de Diseño

Año Caudal de Gas

(scfm)


(KWh)

Caudal de Gas

(scfm)


(KWh)

2.015 906 9.550 1.331 14.042

2.025 1.002 10.562 1.433 15.118

2.040 1.005 11.068 1.474 15.552

Nota: Cálculo con un Valor Calorífico más Bajo (LHV, del inglés Lower Heat Value) de 600 BTU/CF (21.194 BTU/m3) para el gas de digestión. El LHV no incluye el calor procedente de la vaporización del agua contenida en el gas combustible.

2.1 Terminología

El sistema de cogeneración producirá tanto energía eléctrica expresada en kilowatts (KW) o

Kilowatts/hora (KWh), como energía térmica. La energía térmica se proveerá en forma de

agua caliente recuperada tanto del encamizamiento del motor, como del gas expulsado.

Dicha energía térmica se expresa como BTU x 106/hora (MMBTUH).

2.2 Energía Eléctrica

La mayoría de sistemas de cogeneración (que combinan calor y energía) para plantas

grandes que usan gas de digestores como combustibles, operan con motores internos de

combustión alternativa. Los fabricantes más importantes de motores han desarrollado

recientemente unidades avanzadas de combustión interna, las cuales economizan

combustible, y reducen el mantenimiento y las emisiones. Dos tipos genéricos de motor de

combustión interna son: (1) motores de encendido por chispa y (2) motores de combustible

dual (gas-diesel) de encendido por compresión.

Los avances más técnicos se han hecho en materia de sistemas generadores con motores

de encendido por chispa, con una eficiencia neta eléctrica de salida de entre

aproximadamente el 35% y el 40%. La eficiencia eléctrica de salida para unidades duales

(gas-diesel) de encendido por compresión se encuentra entre el 32% y el 37%.

Cuando el gas de digestores se usa como combustible en un motor de combustión interna,

el agua es uno de los productos de la combustión, para luego ser convertida en vapor. El


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motor no tiene oportunidad de convertir este calor en trabajo. El calor total generado por la

combustión de una cantidad determinada de gas de digestores se conoce como Valor

Calorífico más Alto (HHV, del inglés Higher Heat Value).

Así mismo, el Valor Calorífico más Bajo (LHV, del inglés Lower Heat Value) de un gas,

corresponde al HHV menos el calor utilizado para evaporar el agua formada por la

combustión.

El contenido de metano calculado por el modelo Biowin corresponde al 67,26% (ver Tabla

No. 9). Un valor de diseño típico para el contenido de metano en el gas de digestores,

corresponde al 60%. El LHV utilizado para los cálculos es de 600 BTU/CF (21.194 BTU/m3),

con base en el porcentaje más alto de gas metano (67,26%) proyectado en el gas de los

digestores.

La Tabla No. 13 muestra distintos potenciales de generación eléctrica de acuerdo a

distintas eficiencias en los motores.

Tabla No. 13

Potencia Eléctrico de Salida Bajo Distintas Eficiencias en los Motores Operando con Gas de

los Digestores

Potencia Eléctrica de Salida

Año Eficiencia Eléctrica (%) Promedio Anual (KWh) Valor de Diseño (KWh)

2.015 33,8 3.152 4.634

35,0 3.343 4.915

37,5 3.581 5.266

40,0 3.820 5.617

2.025 33,0 3.485 4.989

35,0 3.697 5.291

37,5 3.961 5.669

40,0 4.225 6.047

2.040 33,0 3.652 5.133

35,0 3.874 5.443

37,5 4.151 5.832

40,0 4.427 6.221

Nota: Ver Tabla No. 11 para los caudales de gas y potenciales energéticos para los años 2.015, 2.025 y 2.040

Dependiendo del tipo de motor de combustión interna seleccionado para la cogeneración,

se esperaría una capacidad de generación de energía de entre 4.200 KW y 6.000 KW, para

las condiciones de diseño del año 2.040.

2.3 Recuperación de Energía Térmica

La recuperación de energía térmica en motores alternativos de combustión interna, incluye

tanto recuperación de calor del encamizado del motor, como del gas de escape. Alrededor


Anexo No. 10

CAR Página 10-14


de entre el 35% y el 40% de la energía de entrada puede ser capturada como energía a la

salida en forma de agua caliente. Los nuevos motores avanzados recuperan entre el 37,5%

y el 40% de la energía térmica disponible. La Tabla No. 14 muestra eficiencias esperadas

de recuperación de calor para distintos años.

Tabla No. 14

Energía Térmica de Salida con un Porcentaje de Eficiencia de Recuperación de Calor del

37,5%

La energía térmica disponible proveniente de los motores de cogeneración puede ser

utilizada para calentar los digestores, de manera que se pueda conseguir tanto

calentamiento del líquido, como demandas de mantenimiento del sistema digestor. La

Tabla No. 15 muestra la demanda calórica total para las funciones anteriormente

mencionadas.

Tabla No. 15

Demanda Calórica Total para Calentamiento Líquido de los Digestores y Mantenimiento (2.040)

Durante las primeras etapas del proyecto, se requerirá combustible suplementario o una

pequeña cantidad de gas de los digestores, para suplir la demanda calórica total para

calentamiento líquido y mantenimiento, bajo condiciones Promedio Anual y con clima frío.

La Tabla No. 16 muestra tanto demandas calóricas de los digestores, como valores de

energía térmica de salida proyectados para el año 2.040.

Año

Promedio Anual

(MMBTUH)

Valor de Diseño

(MMBTUH)

2.015 12,23 17,97

2.025 13,53 19,35

2.040 14,18 19,90

Condición

Condiciones

Climáticas Normales

(MMBTUH)

Condiciones Máximas en

Clima Frío (MMBTUH)

Promedio Anual 15,92 16,98

Valor de Diseño 17,75 18,81

Máxima Mensual 21,81 26,10(1)

Nota: (1) La demanda calórica para mantenimiento se calculó con 3 digestores existentes y 8 digestores nuevos en la PTAR.


Anexo No. 10

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Tabla No. 16

Demanda Calórica de los Digestores y Energía Térmica de Salida (Año 2.040)

Año 2040

Demanda Calórica de los Digestores

(MMBTUH)

Energía Térmica de Salida @ 37,5% de

Eficiencia de Recuperación (MMBTUH)

Promedio

Anual 15,92 – 16,98 14,18

Valor de

Diseño 17,75 – 18,81 19,90

El balance final de calor depende de la selección y eficiencia del sistema de combustión

interna.

2.4 Demanda Eléctrica de la Fase II de la PTAR El Salitre

La PTAR existente cuenta con dos sistemas generadores de 3.000 KW a base de motores

alternativos de combustión interna con diesel. La demanda eléctrica operativa es de

aproximadamente 2.400 KW dependiendo del número de bombas afluentes y efluentes en

operación. Para la Fase II de la PTAR, se calcula una demanda eléctrica operativa entre

aproximadamente 18.000 KW y 20.000 KW. En varios casos, los motores son

sobredimensionados en el diseño preliminar, para este en particular, se usa la demanda de

18.000 KW como un caso realista de carga operativa. Dicha demanda ocurriría durante

temporada de lluvias con los siguientes eventos concurrentes:

Un evento en temporada de lluvias con un periodo de retorno de 3 años o más,

durante el cual el caudal de entrada a la PTAR se incrementa hasta 14 m3/s o más.

Las bombas de afluente se encuentran trabajando con 14 m3/s hacia la nueva fase

de la planta.

Durante el evento de lluvia ocurre la falla de algún componente en la red eléctrica o

en la distribución, por causa de rayos, vientos, lluvia, etc. El suministro eléctrico

externo hacia la PTAR cesa por hasta 12 horas.

El sistema de sopladores para los tanques de aireación tiene la demanda eléctrica

más grande, con 11 sopladores con motores de 1.500 HP (1.120 KW) instalados y

dimensionados para alcanzar la demanda de oxígeno máxima diaria. Durante el

evento de lluvia solo 14 m3/s de agua residual cruda diluida llegan al tratamiento

secundario. El caudal remanente es conducido hacia la estación de bombeo

existente (±7,5 m3/s), y hacia el canal de amortiguación. Se asume que el caudal de

agua residual cruda diluida tiene una carga contaminante inferior a la máxima diaria

de diseño. Solo 7 u 8 sopladores se necesitarían para alcanzar la demanda de

oxígeno en los tanques de aireación.

El resto de la PTAR continúa operando con algunas cargas eléctricas reducidas.


Anexo No. 10

CAR Página 10-16


Bajo este escenario, la demanda eléctrica es de aproximadamente 18.000 KW. Esta

demanda puede suplirse por medio de una combinación de unidades de cogeneración y

motores generadores en stand-by.

2.5 Selección de Motores Generadores

En la Tabla No. 13 se muestran distintas potenciales eléctricos de salida para diferentes

eficiencias de los motores. Para el funcionamiento con gas de digestores, los motores

generadores más eficientes corresponden a sistemas de encendido por chispa. La

eficiencia de potencia eléctrica de salida fluctúa entre el 33% y el 40% dependiendo de la

tecnología de encendido. Ejemplificando el caso de la condición Promedio Anual para el

año 2.025 (ver Tabla No. 13), en la Tabla No. 17 se muestran los ahorros anuales

potenciales en costos para motores de distinta tecnología.

Tabla No. 17

Ahorro Potencial en Costos – Eficiencia del Motor Vs. Potencia de Salida (Año 2.025)

Tecnología de

Encendido

Porcentaje de

Eficiencia del Motor

Energía Eléctrica de

Salida (KWh)(2)

Costo Eléctrico

Equivalente Anual

(USD)(1)

Motor A (Encendido por

Compresión) 33,0% 3.485 $ 3.663.432

Motor B (Encendido por

Chispa) 37,5% 3.961 $ 4.163.803

Diferencia

$ 500.371

(1)Costo eléctrico estimado con USD 0,12/KWh (2)Condición de diseño Promedio Anual para el 2.025

El ahorro anual en costos eléctricos se estima en USD 500.371 por año. Para un periodo

de operación del proyecto de 25 años, el ahorro total en costos asociados a energía sería

superior a los USD 12.500.000, con motores de encendido por chispa con un incremento

del 4,5% en eficiencia. Para las condiciones requeridas de transformación de gas en

energía, el Consorcio ha seleccionado un generador utilizado en un proyecto similar en

U.S.A., con las siguientes características:

Tecnología: Motor/generador alternativo de encendido por chispa.

Gas digerido de entrada: 520 scfm @ 600 BTU/CF (883 m3/h @ 21.194 BTU/m3).

Energía de entrada: 5.480 KW.

Energía de Salida: 2.140 KW.


Anexo No. 10

CAR Página 10-17


Eficiencia energética de salida: 39,1%.

Eficiencia térmica de salida (encamizamiento + gas de escape): 7,2 MMBTUH.

Eficiencia térmica de salida: 38,5%.

El Consorcio recomienda motores alternantes de encendido por chispa con la más alta

eficiencia posible, para el sistema de cogeneración de la PTAR El Salitre. Los fabricantes

de motores han desarrollado recientemente, motores de combustión interna con encendido

por chispa de gran capacidad, con ahorro de combustible, requerimientos de mantenimiento

reducidos, y bajas emisiones.

Las unidades de cogeneración que usan motores alternantes con encendido por chispa,

operarán solo con gas de los digestores. La configuración óptima corresponde a una en que

los motores de gas son encendidos por chispa, y los motores de diesel con encendidos por

compresión. Los motores de encendido por compresión requieren una cantidad mínima de

diesel de entre el 25% y el 50% para mantener un consumo mezclado de combustible. Por

ejemplo, si se seleccionara un motor específico para combustible dual y el 25% de la

energía de entrada tuviese que obtenerse a partir de diesel, el Propietario del proyecto se

vería obligado a proveer diesel para el motor con el fin de co-combustionar el gas del

digestor y el diesel combustible. Sin embargo, el motor de combustible dual permite

cogeneración cuando la producción de gas se reduce.

El mercado de motores alternantes de encendido por chispa se encuentra desarrollando

muchos cambios técnicos. Adicionalmente, los motores en el rango entre 3.000 KW y 4.000

KW son unidades de diseño especial. Los fabricantes son muy competitivos y por lo tanto

renuentes a revelar información clave sobre motores ampliamente especializados, hasta el

momento de la licitación en proyectos. Debido a lo anteriormente expuesto, la información

específica sobre algunos motores específicos, no está siempre disponible.

Para el caso de unidades de encendido por chispa y de alimentación simple, utilizando

solamente gas de los digestores, el Consorcio recomienda instalar una capacidad de salida

de 6.000 KW (calculada con base en una producción de gas para el proyecto de 1.474

scfm, con 600 BTU/CF o 15.552 KWh de potencial energético, para el Valor de Diseño al

año 2.040). Para tal condición, se requerirían como mínimo cuatro (4) unidades

generadoras de motor en operación, y una unidad adicional en stand-by.

2.6 Confiabilidad de la actual red de energía eléctrica

En el taller de Octubre se discutió con los representantes del Banco Mundial, acerca de la

necesidad de instalar capacidad de generación de potencia de reserva, que sea rentable,

adicional a las instalaciones de cogeneración (con gas metano de los digestores como

combustible).


Anexo No. 10

CAR Página 10-18


Los cortes de energía reportados históricamente en la PTAR El Salitre, se encuentran en un

rango de entre unos minutos, hasta 2 horas. Los cortes de energía más extensos han sido

ocasionados por el robo de cables de extensión, por parte de terceros. En general, la

energía en Bogotá es suministrada por múltiples plantas de generación eléctrica. En el taller

se acordó el siguiente plan de acción:

i. En caso de una baja de energía eléctrica en la Planta, los elementos esenciales de

esta operarán con energía de reserva producida en los generadores existentes en

stand-by, y en las unidades propuestas de cogeneración. Para la condición descrita

anteriormente, la generación total de energía en la planta estará en el rango

comprendido entre 1.000 kwh y 9.000 kwh.

ii. Las unidades de proceso de alta energía serian cerradas. Esto incluye los

sopladores de la aireación, las centrifugas de deshidratación, y otras unidades

seleccionadas. Se establecerían prioridades en el uso de la carga eléctrica.

iii. Pérdidas de energía de entre 2 y 3 horas impactarían negativamente en el

desempeño de la Planta. Se tiene previsto que el límite de concentración en el

efluente de 30 mg/l para DBO y SST, podría ser excedido por un día. El requisito

reglamentario actual consiste en producir un efluente con menos de 30 mg/l de

DBO y SST, calculados sobre un promedio mensual. De acuerdo con lo anterior, el

desempeño de la Planta cumpliría con este estándar regulatorio mensual para el

efluente.

iv. En el futuro, se tiene previsto instalar sistema de distribución de gas natural en los

alrededores de la PTAR El Salitre. Las unidades de cogeneración serán diseñadas

para agregar equipos en el futuro, con el fin de operar tanto con gas metano del

digestor, como con gas natural comprado.

2.7 Sistema de recuperación de calor

I. El sistema de recuperación de calor, debe recobrar calor de la chaqueta de

enfriamiento del motor, y del sistema de escape del motor, en forma de un circuito

de agua caliente, denominado circuito de agua del recuperador de calor. El agua

caliente producida debe ser usada para calentar los digestores de la planta. El

sistema de recuperación de calor suministrado como parte del paquete de

cogeneración debe incluir (sin limitarse solo a estos aspectos) intercambiadores de

calor, tubería/uniones para agua caliente, bombas de agua accionadas por motor,

instrumentos, válvulas de control de temperatura, controles del sistema, y todos los

demás equipos requeridos para componer un sistema completo y operable.

II. El sistema de cogeneración debe ser suministrado con un intercambiador de calor

para enfriamiento de calor, un intercambiador de calor para enfriamiento del aire de

carga, y un intercambiador de calor para vertido del exceso de calor. El (los)

circuito(s) de agua para enfriamiento del motor y los sistemas intercambiadores de


Anexo No. 10

CAR Página 10-19


calor, deben ser diseñados para enfriar adecuadamente el bloque del motor, turbo

cargar aire, y engrasar mientras se opera continuamente bajo carga completa, con

un 50% de etilenglicol refrigerante. El agua para enfriamiento del motor y el agua

para enfriamiento del aire de carga, deben ser circuladas a través del motor y sus

respectivos intercambiadores de calor, por medio de bombas montadas en el

motor.

El intercambiador de calor para enfriamiento del motor y el sistema para

recuperación de calor del escape, deben transferir calor del circuito de agua para

enfriamiento del motor y el silenciador del escape, hacia el circuito de agua del

recuperador de calor. La bomba del circuito de agua del recuperador de calor debe

circular agua calentada hacia el circuito primario de agua caliente del

intercambiador de calor de los digestores.

III. El sistema de recuperación de calor deberá tener las siguientes características de

diseño:

Capacidad térmica de recuperación calculada

Con un 37,5% de eficiencia térmica ………………………………... 19,9 MMBTUH

IV. Requisitos de calentamiento de los Digestores Anaeróbicos

La planta existente tiene actualmente tres digestores anaerobios estabilizando

sólidos primarios. Estas unidades serán modificadas para procesar una

combinación de sólidos primarios y lodos activados de desecho, generados en el

nuevo tratamiento secundario. Se suministrarán ocho nuevos tanques digestores

anaeróbicos.

Cada digestor debe estar equipado con un intercambiador de calor agua-a-lodo

independiente. Este intercambiador de calor debe ser dimensionado para alcanzar

la demanda calórica de conservación, bajo condiciones máximas de clima frio, con

los digestores operando bajo la máxima tasa de carga líquida (con el mínimo

tiempo de retención hidráulica). Con base en esta condición de carga, los sistemas

individuales para calentamiento de los digestores deben ser dimensionados con la

siguiente capacidad de calentamiento (ver Tabla No. 18):


Anexo No. 10

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Tabla No. 18 Capacidad de calentamiento del sistema digestor individual bajo condiciones máximas de

frio(1)

Descripción Digestores existentes

Digestores nuevos

Volumen del digestor (Litros) 10.218.076 12.057.069 Tiempo de residencia del digestor (días) 15,0 15,0 Flujo volumétrico del digestor (litros/día) 681.204 803.806 Aumento de Temperatura (15,5°C a 32,2°C) 1,667 1,667 Tasa de calentamiento liquido (MMBTUH/UNIT) 1,825 2,153 Tasa de calentamiento de conservación (MMBTUH/UNIT) 0,309 0.309 Demanda calórica total (MMBTUH/UNIT) 2,134 2,462 Demanda calórica de diseño por digestor (MMBTUH) 2,2 2,5 Número total de unidades de digestión 3 8 Demanda calórica total del sistema (MMBTUH) 6,6 20,0

(1) Máxima carga líquida mensual igual a 1,25 veces el Caudal de Diseño

El contratista debe confirmar que haya suficiente capacidad de transferencia de

calor disponible en el sistema existente de digestores anaeróbicos, como para

alcanzar aproximadamente 2,2 MMBTUH de capacidad de calentamiento por

tanque; así mismo debe confirmar que el sistema de transferencia de calor y el

equipo, pueden ser modificados para conseguir integración con los requerimientos

de calentamiento de todos los digestores anaeróbicos de la planta.

El contratista debe dimensionar el equipo de transferencia de calor de los nuevos

digestores, para alcanzar una tasa mínima de transferencia de calor de 2,5

MMBTUH por tanque. Todo el sistema debe ser diseñado en torno a un circuito

primario de recirculación de agua caliente. Debe suministrase un total de once (11)

circuitos secundarios de calentamiento (uno por digestor), con suficiente flujo

volumétrico para alcanzar los requerimientos de calentamiento, con base en las

temperaturas operativas para los circuitos.

Para el año 2.040, bajo las condiciones de diseño, se estima una demanda térmica

de calentamiento de 18,81 MMBTUH bajo condiciones máximas de clima frío. La

capacidad térmica recuperable de las unidades de cogeneración, debe ser usada

primero que todo para calentar los digestores. Los requerimientos de calor de

exceso necesarios para calentar los digestores anaeróbicos durante la condición

máxima mensual, serán obtenidos utilizando el gas de los digestores como

combustible. La capacidad de calderas de apoyo, utilizando el gas de los

digestores como combustible, debe dimensionarse para 25 MMBTUH. La

capacidad de calderas debe consistir de unidades existentes y nuevas unidades.


Anexo No. 10

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2.8 Sistema de Cogeneración

i. El contratista debe suministrar e instalar un sistema de generación con motor para

trabajo continuo de encendido por chispa, que incluya equipo para recuperación de

calor del sistema de refrigeración, equipo para recuperación de calor del sistema de

escape, tuberías, intercambiadores de calor, radiadores, sistema de combustión por

medio de gas de los digestores, controles para el motor, controles para el

generador, controles para sincronización y alineación, baterías para encendido del

motor, cargador, y dispositivos para control automático y manual. El conjunto

formado por el motor generador y el sistema de recuperación de calor, debe

denominarse como sistema de “cogeneración”. La capacidad total de generación

eléctrica debe ser de 6.000 kW con un motor generador fuera de servicio.

ii. Los motores del sistema de cogeneración deben ser diseñados y provistos con

equipo para acondicionar y operar con un 100% de biogás generado en los

digestores de la planta. Es posible que en el futuro haya disponibilidad de gas

natural en el sitio de la planta. Las unidades de cogeneración deben ser diseñadas

para permitir el acople de nuevos equipos en el futuro, de manera que los motores

del sistema permitan la operación tanto con un 100% de biogás proveniente de los

digestores, como con un 100% de gas natural, o como con cualquier combinación

de los dos combustibles, con una transición sin problemas.

iii. El contratista debe ser responsable por suministro tanto del sistema de

cogeneración, como de las instalaciones para digestión anaeróbica. El sistema de

recuperación de calor debe calentar y mantener el contenido de los digestores

anaeróbicos a temperaturas mesofílicas (35° C / 95° F).

iv. Los motores de los generadores eléctricos deben tener un porcentaje mínimo de

eficiencia eléctrica del 38%. La potencia eléctrica de salida y la eficiencia deben

calcularse en concordancia con la norma ISO: la potencia de salida y las

condiciones estándar de acuerdo a la norma ISO 3045/1-1991; y el factor de

potencia (p.f., del inglés power factor) = 1,0 de acuerdo a la norma VDE 0530 REM,

con las respectivas tolerancias. Las características proyectadas para el gas de los

digestores son las siguientes (ver Tabla No. 19):

Tabla No. 19 Valor de diseño

Año de diseño 2.040 Caudal de gas (SCFM) 1.474 Contenido de metano (%) 67,28 Calor de calentamiento (BTU/SCF como LHV) 600

Debe efectuarse un análisis de valor presente con base en la energía eléctrica adicional

producida con una eficiencia eléctrica por encima del 37,5%, para el sistema generador

seleccionado, desde el año 2.015 has el 2.040. Se abonará un descuento del ahorro en


Anexo No. 10

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costos eléctricos al costo total de la licitación base, según el análisis de valor presente neto.

Los detalles para los procedimientos y los parámetros a ser usados para los cálculos se

describirán en los Procedimientos de Licitación.

2.9 Generadores en Stand-by

La Tabla No. 20 resume los requerimientos para los generadores en stand by.

Tabla No. 20

Capacidad de los Generadores Diesel en Stand-by

Parámetro

Generador con Gas de

los Digestores

Generador

Dual

Demanda Eléctrica Operativa (KW) 18.000 18.000

Capacidad Instalada de Cogeneración (KW) 6.000 7.000

Capacidad de Cogeneración Disponible Operativamente

(KW) 3.600 – 6.000(1)

7.000(2)

Capacidad necesaria en el Generador Diesel en Stand-

by (KW) 12.000 – 14.000 11.000

Capacidad Instalada del Generador con Espacio para 1

Unidad Futura en Stan-by (KW) 14.000 11.000 (1)Ver Tabla No. 12 para potencia eléctrica de salida disponible del gas de los digestores. Se asume una eficiencia eléctrica del motor de aproximadamente el 38%. La producción de gas varía a lo largo del año y se incrementa desde el 2.015 hasta el 2.040 a medida que la población aumenta. (2) El motor dual puede usar diesel cuando la producción de gas es baja.

En el evento en que se suspenda la energía eléctrica en la PTAR El Salitre por un periodo,

ya sea corto o largo, se puede generar energía internamente en la Planta de dos maneras:

por medio de los motores de cogeneración, o por medio de los generadores diesel en

stand-by.

La demanda eléctrica operativa de 18.000 Kw fue calculada de manera que la planta pueda

permanecer en operación durante caudales en temporada de lluvias con altos niveles en el

río Bogotá. Se recomienda dejar espacio disponible para la instalación futura de una unidad

de funcionamiento con diesel en stand-by. Esto permitiría al personal de la planta conservar

completamente la capacidad energética de reserva y reducir las operaciones no esenciales,

y por lo tanto la carga de los motores durante un evento en temporada de lluvias de 12

horas.

Durante los primeros años, la demanda de energía de reserva va a ser menor a18.000 Kw,

debido a los bajos requerimientos de oxígeno en los tanques de aireación.


Anexo No. 10

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2.10 Consideraciones de diseño

La PTAR El Salitre, se encuentra ubicada a una elevación de aproximadamente 2.500

m.s.n.m, con una presión atmosférica baja. Este hecho impacta negativamente el

funcionamiento de los motores de combustión a base del gas de los digestores, debido a

que la altitud reduce la capacidad de este tipo de generadores (se debe proveer mayor

capacidad generadora para utilizar gas de los digestores y suplir las necesidades eléctricas

de la planta. El impacto varía según el tipo de motor.

2.11 Contratación e Implementación

Las especificaciones técnicas para motores de cogeneración se desarrollarán con base en

el desempeño. Junto con los requisitos técnicos de los digestores anaerobios, se

coordinarán los requerimientos de alimentación del líquido proveniente de los digestores y

temperatura del tanque, para las unidades recuperadoras de calor.

El Contratista será responsable de la obtención de todos los permisos ambientales para

emisiones.

3. Gasómetro

El biogás generado en la PTAR El Salitre será almacenado en un gasómetro de membrana

dual. Se requerirán 2 unidades con un volumen de 3.000 m3 cada una. Cada gasómetro

deberá tener:

Una (1) membrana de gas inerte.

Una (1) membrana de aire externa.

Ventiladores.

Sensores de nivel.

Sistema de detección de gas.

Alivio de presión de gas y de aire.

Las dos membranas serán las partes principales de las cuales constará el gasómetro

Duosfera:

Membrana interna: Almacenará el gas. Deberá inflarse o desinflarse según el suministro de

gas. Deberá conectarse con una membrana externa para asegurar una geometría uniforme,

en todas las etapas de inflación o deflación.

Membrana exterior: Deberá ser constantemente inflada para mantener el gas almacenado a

una presión constante.


Anexo No. 10

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3.1 Criterios de diseño

Los criterios de diseño se encuentran basados en el Valor de Diseño para el Año 2.040 y se resumen en la Tabla No. 21.

Tabla No. 21

Criterios de diseño del Gasómetro

Caudal de gas (m3/s) – (SFCM) 41,7 - 1.474

(1)

Número de gasómetros 2

Capacidad de almacenamiento del gas para cada gasómetro (horas) 1,2 mínimo

Volumen por gasómetro (m3) 3.000

Presión Máxima (psi) 0,35

(1) Valor de diseño (Año 2.040).

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