La desulfuración del biogás (la eliminación del H2S o ácido sulfhídrico) puede hacerse dentro del digestor (precipitando sulfuros con sales de hierro o usando nanopartículas conductivas) o aguas abajo, en la línea de gas (carbón activado impregnado, biofiltros, scrubbers químicos). La decisión técnica correcta no es elegir una u otra: es entender cuál encaja con el régimen de H2S de tu planta, la especificación del motor o de la red de biometano, y el coste total a 5 años. Este artículo describe los cuatro métodos principales, sus rangos operativos, los umbrales que disparan cada uno y un caso operativo.
La desulfuración del biogás es uno de los costes ocultos más importantes en plantas con sustratos ricos en azufre, y al mismo tiempo es uno de los procesos donde se ven más decisiones técnicas mal tomadas por defecto: la planta heredó un sistema u otro de la ingeniería original, y nadie volvió a cuestionar si seguía siendo el adecuado cuando cambió la dieta del digestor.
El problema no es que el H2S sea difícil de eliminar. El problema es que hay cuatro tecnologías razonables, cada una con su rango operativo, su coste de OPEX y su talón de Aquiles, y la diferencia económica entre la opción correcta y la equivocada puede suponer superar los 40.000 € al año en una planta media.
Este artículo describe los cuatro métodos principales (sales de hierro en digestor, carbón activado, biofiltros, scrubbers), los umbrales operativos que disparan cada uno, las especificaciones de H2S que exigen cogeneración y red de biometano, y un protocolo simple para decidir cuál encaja con tu planta.
Por qué el H2S (ácido sulfhídrico) es el enemigo silencioso del biogás
El sulfuro de hidrógeno (H2S) es el subproducto natural de la digestión anaerobia cuando el sustrato contiene azufre. Y casi todos los sustratos comunes contienen azufre.
Las proteínas tienen cisteína y metionina (aminoácidos azufrados). Los purines arrastran sulfatos de la dieta animal. Las aguas residuales industriales pueden traer sulfatos en concentraciones elevadas. Las bacterias sulfato-reductoras (SRB) presentes en el consorcio anaerobio reducen ese azufre a sulfuro, parte del cual sale como gas en el biogás.
Los rangos de H2S varían mucho entre plantas (en la bibliografía, de unos 80 a más de 4.000 ppmv según el sustrato). Estos son valores orientativos por tipo de sustrato:
| Sustrato | H2S típico en biogás | Causa principal |
|---|---|---|
| Purín porcino | 800-3.500 ppmv | Sulfato dietético + cisteína/metionina |
| Lodos de EDAR | 200-1.200 ppmv | Aguas con sulfatos industriales en cabecera |
| Residuos hortofrutícolas | 50-300 ppmv | Bajo aporte de azufre |
| Vinazas | 2.000 a más de 10.000 ppmv | Sulfatos del proceso azucarero |
| Codigestión equilibrada agroindustrial | 300-1.500 ppmv | Mezcla atenuada |
El H2S tiene tres impactos operativos que se acumulan a la vez:
- Corrosión acelerada en motores de cogeneración, tuberías, intercambiadores y antorcha. El sulfuro se combina con el agua de combustión para formar ácido sulfúrico que ataca aceites lubricantes y superficies metálicas.
- Inhibición intra-digestor cuando los sulfuros disueltos en el digestato alcanzan el rango de inhibición (del orden de 100-800 mg S/L de sulfuro disuelto, según pH y temperatura): la metanogénesis se ralentiza sin desacoplamiento explícito y la productividad específica baja.
- Incumplimiento normativo para inyección de biometano a red. En España, las Normas de Gestión Técnica del Sistema gasista (Orden TED/181/2025, Tabla 4) limitan el H2S + COS del biometano inyectado a 15 mg S/m³ (≈10,5 ppmv de H2S a 0 °C) y el azufre total a 50 mg S/m³.
Desulfuración en el digestor: sales de hierro y nanopartículas
La estrategia más antigua y más económica del sector es atacar el problema antes de que se forme: precipitar los sulfuros dentro del digestor para que no salgan en fase gas. Tres aproximaciones funcionan.
Cloruro férrico (FeCl3) y cloruro ferroso (FeCl2)
Sales de hierro disueltas en agua que se dosifican al digestor. El Fe²⁺ o Fe³⁺ reacciona con el sulfuro formando sulfuro de hierro (FeS) insoluble, que precipita y sale con el digestato. La dosis estequiométrica es de 1,74 mg de Fe por mg de S con sal ferrosa y de 1,16 mg con sal férrica; en la práctica se aplica un exceso de 1,7 a 5 veces, porque el fosfato y la materia orgánica también consumen hierro.
Ventajas: barato, reduce de forma notable el H2S del biogás (en la práctica, hasta 100-200 ppmv; bajar más exige un gran exceso de hierro), y simultáneamente reduce sulfuros disueltos por debajo del umbral de inhibición intra-digestor.
Limitaciones: la sal aporta cloruros al digestato (problema agronómico si se acumulan), corroe equipos si la dosificación no está bien diseñada, y la dosis efectiva varía mucho con la dieta del digestor (requiere recalibración periódica).
Hierro cero-valente (Fe⁰) y nanopartículas de hierro encapsuladas
Aproximación más reciente: introducir hierro en forma metálica reducida, no como sal disuelta. El mecanismo combina precipitación de sulfuros con un efecto adicional sobre la transferencia electrónica directa entre especies (DIET) en el consorcio metanogénico.
Las nanopartículas de hierro encapsuladas en matriz carbonosa (tecnología protegida de Smallops) son una variante donde el Fe⁰ está protegido contra oxidación prematura y se libera de forma controlada en el digestor. Datos de eficacia operativa medidos en planta industrial: 99 % de eliminación de H2S en biogás cuando se dosifican a 2-3 kg/Tm SV.
Ventajas: eliminación muy alta de H2S, sin aporte de cloruros, y efecto secundario favorable sobre la cinética metanogénica vía DIET.
Limitaciones: coste por kg superior a las sales de hierro. La decisión de aplicar nanopartículas debe pasar por el protocolo de aditivos que filtra cuándo compensa frente a una sal convencional.
Desulfuración en línea de gas: carbón activado, biofiltros, scrubbers
La estrategia complementaria y en la mayoría de casos necesaria, es dejar que el H2S se forme y eliminarlo después, en el camino del biogás hacia el motor o la unidad de upgrading. Tres tecnologías cubren el mercado.
Carbón activado impregnado
El biogás pasa por un lecho de carbón activado impregnado con KI (catalizador), álcalis (KOH, NaOH) u óxidos metálicos, que con una pequeña dosis de oxígeno convierten el H2S en azufre elemental retenido en el poro del carbón.
Capacidad operativa típica: 0,15 a 0,40 g de S por g de carbón activado, según la marca y el régimen.
Ventajas: tecnología muy madura, bajo CAPEX, eliminación efectiva hasta pulido fino, ideal como etapa final antes de cogeneración o biometano.
Limitaciones: el carbón se satura y debe reemplazarse o regenerarse periódicamente. El OPEX se dispara cuando la concentración de H2S de entrada es alta: el lecho se satura en semanas y el coste de reposición se vuelve prohibitivo.
Biofiltros (desulfuración biológica)
Lecho de soporte biológico colonizado por bacterias oxidantes de sulfuro (típicamente Thiobacillus) que oxidan el H2S a azufre elemental o sulfato en presencia controlada de oxígeno (dosificación controlada de aire, del orden del 4-10 % del caudal de biogás en biofiltros externos).
Ventajas: OPEX muy bajo (las bacterias no se «gastan»), eficacia habitual superior al 90 % en biogás de purines y EDAR. Adecuado para concentraciones medias y altas de H2S en flujos continuos.
Limitaciones: requiere control de la microaireación (exceso de oxígeno mata bacterias o explosivo), no llega al pulido fino que pide la red de biometano (suele dejar decenas de ppmv residuales), y necesita un periodo inicial de aclimatación.
Scrubbers químicos (lavado con NaOH o Fe-quelado)
El biogás se lava en una columna de absorción con un líquido reactivo que captura el H2S. Las dos variantes más extendidas son el lavado con sosa cáustica (NaOH) y el sistema con hierro quelado (Fe-EDTA o Fe-NTA).
Ventajas: alta eficacia (>99 %) y puede manejar concentraciones muy altas de H2S (hasta 10.000 ppmv). El sistema Fe-quelado es regenerable: el azufre se recupera y puede valorizarse.
Limitaciones: CAPEX alto, OPEX dependiente del consumo de reactivo (NaOH) o de la energía de regeneración (Fe-quelado). Tecnología que solo compensa en plantas grandes con H2S muy elevado.
Cómo elegir: matriz de decisión digestor vs línea de gas
La pregunta correcta no es «qué tecnología es mejor». Es: «qué tecnología es la correcta para mi régimen de H2S, mi destino del biogás y mi horizonte económico». Esta matriz resume la combinación más eficiente para los cuatro escenarios típicos.
| Escenario | H2S en biogás | Destino del biogás | Combinación recomendada |
|---|---|---|---|
| Bajo y estable | <500 ppmv | Cogeneración | Solo carbón activado en línea |
| Medio | 500-1.500 ppmv | Cogeneración | Fe en digestor + carbón activado de pulido |
| Alto | 1.500-3.500 ppmv | Cogeneración | Fe en digestor + biofiltro |
| Cualquiera | Cualquiera | Red biometano | Tratamiento dual: digestor + scrubber + carbón final |
En plantas que tratan biogás de purines, el escenario habitual es el «alto» o «medio». En plantas que producen biogás en EDAR, es típicamente «bajo» o «medio». Y cuando el destino es red de biometano, la decisión no es ya «uno u otro» sino «todos a la vez» porque el límite de la NGTS (15 mg S/m³ de H2S + COS) difícilmente se alcanza con una sola etapa.
Especificaciones de H2S para cogeneración y biometano
Las dos rutas de valorización del biogás imponen umbrales muy distintos de H2S admisible. Diseñar la desulfuración sin conocer el umbral exacto es la principal causa de sobrecostes en este capítulo.
Cogeneración con motor de combustión interna
El umbral admisible lo fija cada fabricante en las especificaciones de gas combustible de su motor; la bibliografía sitúa la tolerancia habitual por debajo de 500 ppmv, con modelos que exigen menos de 50 ppmv. Cuanto más bajo se mantenga, más vida útil del aceite lubricante y de los componentes internos.
Operar con H2S por encima de la especificación acorta los intervalos de cambio de aceite y encarece aceite y mano de obra. A medio plazo, el coste real es la pérdida de horas operativas por desgaste prematuro.
Inyección a red de biometano (NGTS y EN 16723-1)
En España, el biometano inyectado debe cumplir las NGTS (Orden TED/181/2025, apartado 2.5.2.2, Tabla 4): H2S + COS ≤ 15 mg S/m³, equivalente a unos 10,5 ppmv de H2S a 0 °C, y azufre total ≤ 50 mg S/m³. La EN 16723-1 remite estos parámetros a la EN 16726. Es más de un orden de magnitud más estricto que la cogeneración.
Este umbral solo se alcanza con tratamiento de pulido fino, típicamente carbón activado de alta calidad o scrubber químico regenerable. Cualquier planta que esté considerando el salto a biometano debe rediseñar su línea de desulfuración: las soluciones de cogeneración rara vez son suficientes.
Caso operativo: planta de 800 kWe con purín porcino y vinazas
Planta de cogeneración 800 kWe (mesofílico 38 °C), dieta mixta: 60 % purín porcino, 25 % vinazas locales, 15 % ensilado de maíz.
Síntoma inicial. H2S medio en biogás 2.800 ppmv (zona alta por la combinación purín + vinazas). A potencia nominal, el motor consume unos 365 Nm³/h de biogás (rendimiento eléctrico del 40 %, 55 % de metano), lo que a 2.800 ppmv supone unos 32 kg de azufre al día, casi 12 t al año. Sistema heredado: solo carbón activado en línea. Con capacidades de retención de 0,15 a 0,40 g de S por g de carbón, esa carga exige del orden de 30 a 80 t de carbón al año.
Adicionalmente: cambios de aceite del motor cada 900 horas (vs 1.800 nominales).
Diagnóstico de Excelencia Operativa
La caracterización analítica identificó que las vinazas aportaban el 70 % del azufre total del sistema (alto contenido de sulfato del proceso azucarero). El consorcio metanogénico estaba además operando con sulfuros disueltos en torno a 240 mg S/L, en zona de inhibición incipiente. Productividad específica histórica: 0,31 Nm³ CH4/kg SV (≈10 % por debajo del potencial teórico de la dieta).
Intervención técnica
Dos cambios coordinados.
Uno: incorporar desulfuración en el digestor con dosificación de hierro encapsulado a 2,5 kg/Tm SV. Mecanismo doble: precipitación de sulfuros (reduce el H2S del biogás) + efecto DIET sobre la metanogénesis (recupera productividad).
Dos: mantener carbón activado en línea como etapa de pulido final, no como mecanismo principal. La reducción de carga sobre el carbón alarga su vida útil de forma drástica.
Resultado a 6 meses
Resultados consolidados a 6 meses
H2S en biogás: 2.800 → 28 ppmv (–99 %)
Sulfuros disueltos en digestato: 240 → 95 mg S/L (zona estable)
Productividad específica recuperada: 0,31 → 0,35 Nm³ CH4/kg SV (+13 %)
Consumo de carbón activado: de 30-80 t/año a menos de 1 t/año (a 28 ppmv el filtro solo retiene unos 120 kg de azufre al año)
Intervalo cambio aceite motor: 900 → 1.700 horas
Preguntas frecuentes sobre desulfuración del biogás
¿Qué es el ácido sulfhídrico (H2S) del biogás?
El ácido sulfhídrico o sulfuro de hidrógeno (H2S) es un gas corrosivo y tóxico que se genera en el digestor cuando los sustratos contienen azufre (purines, vinazas, residuos proteicos). Sale mezclado con el biogás y es su principal contaminante: corroe motores, calderas y equipos, daña los equipos de upgrading y está limitado por especificación tanto en cogeneración como en la inyección de biometano a red. Por eso toda planta necesita una etapa de desulfuración adaptada a su nivel de H2S.
¿Es mejor desulfurar en el digestor o en la línea de gas?
Depende del régimen de H2S y del destino del biogás. Para concentraciones por debajo de 500 ppmv y cogeneración, el carbón activado en línea es la opción más eficiente. Para concentraciones medias y altas (>500 ppmv), combinar desulfuración en digestor (sales de hierro o nanopartículas de Fe) con un pulido posterior es más económico a 5 años. Para inyección de biometano a red, prácticamente todas las plantas necesitan tratamiento combinado por las exigencias normativas (en España, H2S + COS ≤ 15 mg S/m³, unos 10,5 ppmv).
¿Cómo afecta el H2S al motor de cogeneración?
El H2S en biogás se transforma durante la combustión en ácido sulfúrico que contamina el aceite lubricante y acelera la corrosión de componentes internos. Operar con H2S por encima de la especificación del fabricante acorta el intervalo de cambio de aceite y encarece el mantenimiento. A largo plazo, además, reduce la vida útil del motor.
¿Cuál es la dosis correcta de FeCl3 para desulfurar?
La dosis estequiométrica de hierro es de 1,16 mg de Fe por mg de S con cloruro férrico (FeCl3) y de 1,74 mg con cloruro ferroso; en la práctica se aplica un exceso de 1,7 a 5 veces sobre esa cifra. La dosis exacta depende del pH del digestor (afecta a la fracción de sulfuro disuelto vs gas), de la concentración de fosfato (compite por el Fe³⁺) y del régimen real de azufre. Una caracterización analítica periódica es la práctica mínima para que la dosis siga siendo eficiente y no se traduzca en sobrecoste de reactivo o en exceso de cloruros en el digestato.
¿Qué especificación de H2S exige la red de biometano?
En España, las NGTS (Orden TED/181/2025) limitan el H2S + COS del biometano inyectado a 15 mg S/m³, unos 10,5 ppmv de H2S, y el azufre total a 50 mg S/m³; la EN 16723-1 remite estos parámetros a la EN 16726. Es un umbral mucho más estricto que el que toleran los motores de cogeneración y solo se alcanza con tratamiento de pulido fino: carbón activado de alta calidad o scrubber químico regenerable. Cualquier planta que esté considerando el salto a biometano debe rediseñar su línea de desulfuración desde cero.
¿Tu desulfuración está dimensionada para la dieta actual de tu planta?
Una mala estrategia de desulfuración cuesta entre 20.000 y 40.000 € al año en plantas medianas. Solicita un Diagnóstico de Excelencia Operativa Smallops: caracterizamos el régimen real de H2S, calculamos el coste total a 5 años y proponemos la combinación digestor-línea más eficiente para tu caso.
Referencias y normativa
EN 16723-1:2016. Natural gas and biomethane for use in transport and biomethane for injection in the natural gas network. Part 1: Specifications for biomethane for injection in the natural gas network.
Orden TED/181/2025, de 13 de febrero, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista (BOE núm. 50, de 27 de febrero de 2025), apartado 2.5.2.2, Tabla 4.
Danish Technological Institute (2014). Biogas upgrading. Evaluation of methods for H2S removal.
Wellinger, A. & Lindberg, A. Biogas Upgrading and Utilisation. IEA Bioenergy Task 24. ieabioenergy.com
Zicari, S.M. (2003). Removal of Hydrogen Sulfide from Biogas using Cow-manure Compost. Cornell University.
Khoshnevisan, B. et al. (2021). A critical review on livestock manure biorefinery technologies: Sustainability, challenges, and future perspectives. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 135, 110033. doi.org/10.1016/j.rser.2020.110033