Los productores de biocarbón suelen centrarse en el contenido de carbono y la estabilidad del sólido final, prestando menos atención a los gases que salen del reactor. Si se escapan gases combustibles, entra aire en el sistema o la etapa de oxidación no funciona correctamente, la instalación puede perder energía, generar riesgos para la seguridad y debilitar sus supuestos beneficios climáticos. El monitoreo de gases proporciona la conexión esencial entre la conversión de la materia prima, la recuperación de energía y la liberación a la atmósfera.

Los sistemas de pirólisis de biocarbón deben, por lo general, monitorear el metano, el monóxido de carbono, el dióxido de carbono, el hidrógeno y el oxígeno en los puntos seleccionados para el control del proceso, la utilización del combustible y la evaluación de emisiones. Los componentes adicionales deben elegirse según la materia prima, el diseño del reactor, el sistema de limpieza de gases, el uso final y el permiso o método de certificación aplicable.

Un solo instrumento y un solo punto de muestreo rara vez responden a todas las preguntas. El gas caliente que sale del reactor, la corriente de combustible limpio y los gases de escape finales tienen concentraciones, contaminantes y objetivos de medición diferentes, por lo que deben evaluarse por separado.

¿Por qué la monitorización del metano se ha vuelto más importante en los proyectos de biocarbón?

Un proyecto puede almacenar carbono en biocarbón, pero a la vez liberar metano evitable durante su producción. Dado que el metano afecta el resultado climático neto, ignorarlo puede reducir la credibilidad del proyecto, incluso cuando el producto final cumple con sus objetivos de calidad.

La metodología de la UE para la certificación voluntaria de la eliminación de carbono del biocarbón de 2026 incluye los gases de efecto invernadero relacionados con la producción en el cálculo de las emisiones asociadas. Identifica el metano liberado durante el proceso de producción como un término monitorizado.

Durante el primer período de certificación, la metodología exige la medición de la liberación de metano al menos dos veces por cada unidad de producción, con un intervalo mínimo de un tercio del período de certificación entre las mediciones. Los resultados se expresan en relación con la producción de biocarbón. Si las mediciones iniciales son inconsistentes, se requieren mediciones adicionales para obtener una estimación fiable.

Este requisito no implica que todas las instalaciones deban instalar un sistema continuo idéntico. El esquema de certificación puede especificar el procedimiento de muestreo, mientras que el instrumento adecuado depende de la concentración prevista, la configuración del sistema de extracción y la duración de la prueba.

¿Qué gases proporcionan la información más útil sobre el proceso?

El monitoreo exclusivo del metano permite identificar una liberación relevante para el clima, pero no explica su origen. Un análisis más amplio de la composición del gas de pirólisis ayuda a los operadores a distinguir entre conversión incompleta, calentamiento inestable, fugas de aire y combustión deficiente.

Los gases centrales normalmente proporcionan información diferente:

Según la materia prima y el proyecto, los operadores también pueden evaluar hidrocarburos ligeros, vapor de agua, H₂S, NH₃, HCl u otros compuestos. Estos gases adicionales no deben agregarse automáticamente; deben incorporarse tras una evaluación de la materia prima y de los riesgos asociados.

El seguimiento de la calidad del gas de síntesis resulta especialmente útil cuando el gas se recircula para calentar el reactor o se suministra a un motor, caldera u otro dispositivo de recuperación de energía.

¿Dónde deben tomarse las mediciones?

Una tubería limpia y en buen estado no necesariamente representa la fuente que se está evaluando. La composición del gas cambia después de la condensación, la filtración, la combustión y la dilución, por lo que el mismo resultado no puede usarse indistintamente para el control del reactor y la elaboración de informes atmosféricos.

Un diseño de monitorización por capas puede incluir:

1. Salida del reactor: Se utiliza para comprender el comportamiento de la conversión y la producción de gas natural.
2. Después de la limpieza de gases: Se utiliza para evaluar la calidad del combustible y proteger los equipos posteriores.
3. Antes de un quemador o motor: Se utiliza para el control de la combustión y la toma de decisiones sobre la recuperación de energía.
4. Salida del oxidante térmico: Se utiliza para evaluar la destrucción de metano y los gases de escape regulados.
5. Líneas de derivación y alivio de presión: Se utiliza para identificar fugas que podrían no pasar por la vía de tratamiento normal.
6. Área del edificio o del equipo: Se utiliza para la detección de riesgos en situaciones donde es posible la acumulación de gases combustibles o tóxicos.

Las emisiones de oxidantes térmicos deben controlarse por separado del gas combustible crudo, ya que los componentes relevantes y los rangos de concentración cambian después de la combustión.

¿Qué tecnologías de análisis se adaptan mejor a los principales gases?

Utilizar un único principio de medición para cada componente puede generar puntos ciegos. Algunos gases absorben fuertemente la radiación infrarroja, mientras que otros requieren un método de medición físico o químico diferente.

Una configuración práctica puede combinar:

• Información del IR: Adecuado para gases como CO, CO₂ y CH₄.
• Detección de conductividad térmica: Se utiliza habitualmente para el hidrógeno en un gas de fondo adecuado.
• Medición paramagnética, de zirconia o electroquímica: Opciones de suministro de O₂, según el alcance y las condiciones de instalación.
• Transmisor de infrarrojos: Útil cuando se deben medir varios componentes activos en el infrarrojo de forma conjunta.
• Cromatografía de laboratorio: Útil para la caracterización detallada de hidrocarburos o la confirmación de métodos.
• Medición de flujo: Necesario cuando la concentración debe convertirse en una tasa de liberación.

En ESEGAS, podemos configurar un analizador de gases de proceso combinando los canales adecuados, en lugar de asumir que un solo método óptico cubre toda la lista de gases. Previamente, se deben confirmar el gas de fondo esperado, las concentraciones mínima y máxima, la presión y el estado de la muestra.

¿Cómo se deben gestionar el alquitrán, el polvo y la condensación?

El gas de pirólisis crudo puede contener alquitrán, partículas y vapores condensables que ensucian rápidamente los tubos, filtros y celdas ópticas. Un enfriamiento excesivo también puede eliminar los hidrocarburos de la muestra, mientras que una protección inadecuada puede dañar el analizador.

La estrategia de acondicionamiento debe equilibrar la protección del analizador con un muestreo representativo:

• Mantenga la línea de entrada y la de transporte a una temperatura controlada cuando se requieran mediciones en caliente.
• Minimizar la longitud de la línea y el volumen muerto.
• Utilice un sistema de filtración adecuado para la carga de partículas prevista.
• Evite los materiales filtrantes que adsorben los componentes objetivo.
• Proporcione el manejo del condensado cuando se pretenda realizar una medición en seco.
• Controlar la presión y el caudal de la muestra.
• Incluya un sistema seguro de ventilación o retorno de muestras.
• Prueba de recuperación a través de toda la línea.
• Establezca intervalos de limpieza en función de la suciedad real acumulada.
• Registre las alarmas del sistema de climatización junto con los datos analíticos.

Para el gas crudo, puede ser necesario un método de muestreo con calentamiento o dilución. Para el gas purificado, una corriente seca acondicionada puede permitir una configuración más sencilla basada en NDIR. La elección adecuada depende de la parte del proceso que se esté midiendo.

¿Cómo se pueden expresar los resultados de metano por kilogramo de biocarbón?

La concentración de metano por sí sola no permite determinar la liberación total ni realizar comparaciones significativas entre lotes de producción. El resultado debe relacionarse con el flujo de gas, la duración de la prueba y la cantidad de biocarbón producido.

Una campaña de medición debe registrar:

• Concentración de CH₄ durante el período de muestreo.
• Flujo de gas en el punto de medición.
• Condiciones de referencia de temperatura, presión y humedad.
• Duración del lanzamiento.
• Estado de funcionamiento y velocidad de alimentación.
• Masa de producción de biocarbón para el período correspondiente.
• Eventos de derivación, inicio y apagado.
• Calibración y estado del instrumento.

La masa de metano medida se puede dividir entre la producción de biocarbón correspondiente para obtener los gramos de metano por kilogramo de biocarbón. Si se utilizan hidrocarburos o CO para inferir el metano según las directrices de certificación, se debe documentar la relación y las suposiciones conservadoras.

¿Cómo puede el análisis de gases mejorar el proceso de pirólisis?

Recopilar datos únicamente para una auditoría implica perder gran parte de su valor operativo. Las tendencias en tiempo real pueden revelar problemas incipientes antes de que reduzcan la eficiencia de la producción o provoquen un lanzamiento incontrolado.

Los datos sobre el gas pueden ayudar a los operadores:

• Detectar la entrada de oxígeno a través de sellos o sistemas de alimentación.
• Identificar cambios inestables en el calentamiento o en la materia prima.
• Ajustar la recirculación de gas y la configuración del quemador.
• Evaluar si se está recuperando el gas combustible.
• Detectar la oxidación incompleta en la etapa final del tratamiento.
• Compare la configuración del reactor con el rendimiento y las propiedades del biocarbón.
• Planifique el mantenimiento de los filtros, condensadores y quemadores.
• Investigar eventos de puesta en marcha, parada y fallos.

Un nivel bajo de O₂ con tendencias estables de gases combustibles puede indicar un funcionamiento controlado con limitación de oxígeno, mientras que un aumento inesperado de O₂ puede indicar fugas o dilución de la muestra. La interpretación debe basarse en varios canales de gas y variables de proceso, en lugar de un único valor de alarma.

¿Cómo deben integrarse los datos de gases en el sistema MRV de eliminación de carbono?

Las mediciones del proceso, las pruebas de biocarbón en laboratorio y los registros de producción suelen estar almacenados en bases de datos separadas. Si las marcas de tiempo y los identificadores de lote no coinciden, el operador podría no ser capaz de determinar a qué período de producción corresponde cada resultado de gas.

Para la eliminación de carbono MRV, recomendamos vincular:

1. Identificación de la unidad de producción.
2. Tipo de materia prima y lote.
3. Periodo de funcionamiento del reactor.
4. Registros de concentración y caudal de gas.
5. Resultado de la emisión de metano.
6. Producción masiva de biocarbón.
7. Consumo de energía y uso de coproductos.
8. Resultados de laboratorio sobre biocarbón.
9. Registros de calibración y mantenimiento.
10. Correcciones de datos e información sobre incertidumbre.

El sistema de monitoreo debe conservar tanto los datos brutos como los resultados calculados. Esto facilita la actualización de los cálculos cuando cambian las directrices de certificación y ayuda a los auditores a rastrear un valor reportado hasta su medición original.

El monitoreo de gases de biocarbón debe conectar tres objetivos: controlar el reactor, utilizar el gas combustible de manera eficiente y documentar las emisiones que afectan el resultado neto de eliminación de carbono. En ESEGAS, recomendamos vincular cada punto de medición a una decisión específica antes de seleccionar el analizador. Una combinación de análisis multigás acondicionado, información de flujo y datos vinculados a lotes puede proporcionar una base más sólida para una producción segura, la recuperación de energía y la generación de informes fiables sobre la eliminación de carbono.