brochure tecnica biometano

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BROCHURE TECNICA
Il Bio-Metano:
combustibile del futuro,
opportunità per la
REGIONE ABRUZZO
With the support of
BIO-METHANE REGIONS
Brochure Tecnica per Progettisti ed Operatori del Settore
Il Bio-Metano: combustibile del futuro,
opportunità per la nostra Regione
CHE COS’E’ IL BIOMETANO?
Il Biometano è un gas che ha le stesse caratteristiche del gas naturale: infatti, è costituito
principalmente da metano ed in tracce da altre sostanze.
IL BIOMETANO E’ PRODOTTO MEDIANTE UN PROCESSO DI
RAFFINAZIONE DEL BIOGAS
LA MATERIA PRIMA UTILIZZATA PER LA PRODUZIONE DI
BIOMETANO E’ LA BIOMASSA DERIVANTE DA:
⇒
⇒
⇒
⇒
Frazioni organiche di rifiuti urbani;
Colture energetiche;
Scarti organici dell’agro-industria;
Reflui zootecnici.
La Biomassa pretrattata è
introdotta nel fermentatore
“DIGESTORE”
Digestione Anaerobica:
processo biochimico
attraverso il quale la sostanza organica contenuta nella
materia prima viene degradata mediante colture batteriche che operano in assenza
di ossigeno.
nel quale la sostanza organica
viene trasformata in biogas e digestato attraverso la
Digestione Anaerobica.
La quantità di biogas prodotto, e la percentuale
di metano contenuta nel biogas, dipendono sia
dalla materia prima impiegata che dalla tecnoloDIGESTORE
BIOGAS: CH4, CO2,
impurità e contaminanti
DIGESTATO
Il digestato è il residuo finale del processo di digestione anaerobica
composto da una frazione solida e da una liquida.
Questo sottoprodotto può essere utilizzato a determinate condizioni
come fertilizzante organico da distribuire sul terreno in sostituzione di
Il biometano, come detto sopra, è prodotto mediante un processo di purificazione (UPGRADING) del biogas. A seconda dell’utilizzo che se ne fa ( combustibile per autotrazione o
iniezione nella rete nazionale del gas naturale) ci sono diverse tecnologie di upgrading del biogas
anche economicamente sostenibili, per produrre il biometano avente determinate caratteristiche.
Ad ogni modo non esiste una tecnologia che in assoluto è più vantaggiosa di un’altra, ma la scelta
giusta dipende principalmente da:
1.
Il processo di digestione anaerobica da cui proviene il biogas;
2.
La tipologia e continuità delle materie prime in ingresso al digestore;
3.
La qualità e quantità di biogas grezzo che deve essere sottoposto ad up-grading;
4.
Le Caratteristiche qualitative della miscela desiderate del biometano;
5.
L’ utilizzo finale del biometano.
L’ unità di upgrading del biogas , schematicamente riportata nella figura 1 di sotto, consiste in
un’operazione di separazione che permette di ottenere dalla corrente in input del biogas grezzo
(raw biogas) due correnti: una corrente ricca di metano (biomethane) con determinate specifiche
e l’altra gas ricca di anidride carbonica (offgas).
In relazione alla composizione del biogas grezzo questa
unità di separazione comprende altre operazioni quali:
1.
Separazione dell’anidride carbonica;
2.
Separazione vapor d’acqua
3.
Rimozione di sostanze come Ossigeno, Azoto,
idrogeno solforato, ammoniaca o silos sani;
4.
Compressione del biometano ad una pressione
idonea agli impieghi successivi.
Fig.1
Poiché non esiste una tecnologia che permette di separare tutto il metano contenuto nella corrente
di biogas grezzo, la corrente dei gas di scarico contiene comunque una quantità di metano che
dipende dalla tipologia di apparecchiatura di recupero utilizzata.
Dal momento che i principali step per la produzione di biometano sono il processo di desolforazione del biogas grezzo e la rimozione dell’anidride carbonica, di seguito saranno descritte le relative tecnologie di separazione .
Va comunque precisato che l’impianto di produzione di biometano si compone anche di step per
la rimozione di vapor acqueo, ammoniaca, silossani e particolato.
Il vapor acqueo presente nel biogas può essere separato o agendo sui parametri fisici quali temperatura e pressione oppure mediante lavaggio con glicole, adsorbimento su silicati o carbone
attivo.
L'ammoniaca viene solitamente separata quando il biogas viene essiccato mediante raffreddamento, considerato che la sua solubilità nell’ acqua in fase liquida è alta. Inoltre, la maggior parte
delle tecnologie per la rimozione dell'anidride carbonica sono selettive per la rimozione di ammoniaca. Pertanto, di solito, non è necessario introdurre ulteriori apparecchiature per la separazione
di tale sostanza.
I silossani sono utilizzati in prodotti quali deodoranti e shampoo e possono quindi essere presenti
nella miscela gassosa del biogas. E’ possibile rimuovere i silossani mediante raffreddamento del
gas, mediante adsorbimento su carbone attivo, alluminio attivo o gel di silice, o per assorbimento
in miscele di idrocarburi liquidi. La presenza di tale sostanza nel biogas e gas di discarica può
causare l'usura meccanica in motori a gas, turbine e degli oleodotti.
Infine, il particolato presente nel biogas viene separato mediante filtri.
TECNOLOGIE PER LA DESOLFORAZIONE DEL BIOGAS GREZZO
Sebbene l'anidride carbonica sia il contaminante principale nel biogas grezzo , è stato dimostrato che
la rimozione del solfuro di idrogeno può essere di importanza cruciale per la fattibilità tecnologica ed
economica della catena di upgrading del gas. Naturalmente, questo dipende fortemente dal contenuto
di zolfo nel substrato utilizzato e dalla continuità del processo di fermentazione. Il solfuro di idrogeno è un gas pericoloso e corrosivo che deve essere rimosso dal gas prima di qualsiasi ulteriore utilizzo, che si tratti di immissione in rete o di produzione di metano-combustibile. Un certo numero di
tecnologie sono disponibili a tale scopo e sono sommariamente di seguito descritte .
Desolforazione in-situ: precipitazione del solfuro
L'aggiunta di miscele liquide di diversi sali metallici (come cloruro ferrico o solfato di ferro) al digestore o al serbatoio di miscelazione prima del digestore provoca una precipitazione del contenuto di
zolfo del substrato, con la formazione di solfuro di ferro quasi insolubile nel fermentatore di biogas.
Il solfuro di ferro viene rimosso dalla fermentazione insieme al digestato. Oltre alla rimozione del
solfuro di idrogeno anche l’ammoniaca può essere rimossa dal biogas usando tale tecnologia.
Inoltre, si è osservato che si può ottenere un miglioramento del milieu liquido per i microrganismi
coinvolti grazie alla riduzione di sostanze tossiche nel mezzo. Questo effetto si traduce in una migliore resa di metano.
Desolforazione biologica: scrubbing biologico
Il solfuro di idrogeno può essere rimosso attraverso l'ossidazione da parte di microrganismi chemioautotrofi della specie Thiobacillus o Sulfolobus. Questa ossidazione richiede una certa quantità di
ossigeno che viene aggiunta attraverso una piccola quantità di aria (o ossigeno puro se i livelli di azoto devono essere ridotti al minimo) per la desolforazione biologica. Questa ossidazione può avvenire
all'interno del digestore immobilizzando i microrganismi già presenti nel digestato naturale. L’ alternativa è quella di utilizzare una apparecchiatura esterna attraverso cui il biogas passa dopo aver lasciato il digestore.
Scrubbing Chimico con ossidazione
L'absorbimento di acido solfidrico in soluzioni caustiche è uno dei metodi più antichi per la desolforazione dei gas. Oggi, come soluzione caustica viene tipicamente utilizzato l’ idrossido di sodio e il
pH è attentamente controllato per regolare la selettività di separazione. Il compito è quello di creare e
mantenere un funzionamento dell'impianto con massimo adsorbimento di idrogeno solforato e minimo adsorbimento di anidride carbonica, al fine di ridurre il consumo di prodotti chimici .
Adsorbimento su ossidi di metallo o carbone attivo
L'idrogeno solforato può essere adsorbito sulla superficie di ossidi metallici come ossido di ferro,
ossido di zinco oppure ossido di rame o su carbone attivo e perfettamente rimosso dal biogas. Durante l'adsorbimento di ossidi metallici lo zolfo si lega come solfuro metallico e viene rilasciato vapore
acqueo. Non appena il materiale adsorbente si esaurisce, viene rimosso e sostituito con nuovo materiale. L'adsorbimento di idrogeno solforato su carbone attivo solitamente viene eseguito con una piccola aggiunta di ossigeno per ossidare il gas adsorbito allo zolfo e per legarlo più forte alla superficie.
TECNOLOGIE PER LA SEPARAZIONE DELL’ANIDRIDE CARBONICA
Il principio di separazione dell’ absorbimento si basa sulla differente solubilità dei vari componenti
del gas in una soluzione liquida di scrubbing. Come risultato, il flusso di gas rimanente viene arricchito con metano e il liquido di lavaggio in uscita dalla colonna è ricco di anidride carbonica. Per
mantenere le prestazioni di absorbimento, il liquido di lavaggio deve essere sostituito con liquido
fresco o rigenerato in una fase separata (deassorbimento o fase di rigenerazione). Attualmente sono
disponibili tre diverse tecnologie di up-grading che usano questo principio fisico.
Absorbimento fisico: scrubbing ad acqua pressurizzata
Le molecole del gas absorbito si solubilizzano nel liquido di lavaggio, in questo caso l'acqua. L'anidride carbonica ha una solubilità in acqua superiore a quella nel metano e sarà quindi maggiormente
dissolto, in particolare a basse temperature e pressioni più elevate. L'acqua effluente in uscita dalla
colonna è satura di anidride carbonica e viene trasferita ad un serbatoio in cui la pressione viene bruscamente ridotta e la maggiore parte del gas disciolto viene rilasciato.
Absorbimento fisico con composti organici
Molto simile al lavaggio in acqua, questa tecnologia utilizza una soluzione di solvente organico (es.
glicole polietilenico) invece di acqua come liquido di lavaggio. L'anidride carbonica mostra solubilità
più elevata in questi solventi che in acqua. Il risultato è che per la stessa portata di biogas grezzo sono
necessari meno circolazione del liquido di lavaggio e apparecchiature più piccole.
Lo scrubbing chimico con ammine
Lo scrubbing con ammine è caratterizzato da un absorbimento dei componenti gassosi in un liquido
di lavaggio seguito da una reazione chimica tra i componenti liquidi di lavaggio e componenti di gas
absorbiti all'interno della fase liquida. La reazione chimica è fortemente selettiva (alta affinità tra
anidride carbonica e solventi utilizzati come Monoetanoloammina, Dietanoloammina e Metildietanoloammina) quindi la quantità di metano absorbito nel liquido è molto bassa con conseguente recupero
di metano molto elevato.
Adsorbimento: Pressure swing adsorpion (PSA)
La separazione del gas utilizzando l’adsorbimento fa riferimento al diverso comportamento di adsorbimento che i vari componenti del gas assumono su una superficie solida sotto una pressione elevata.
Solitamente, vari tipi di carbone attivo o setacci molecolari (zeoliti) sono utilizzati come materiale
adsorbente. Questi materiali adsorbono selettivamente anidride carbonica dal biogas grezzo, arricchendo così il contenuto di metano del gas. Dopo l'adsorbimento ad alta pressione il materiale adsorbente esausto viene rigenerato da una diminuzione graduale della pressione e lavaggio con biogas
grezzo o biologico.
Tecnologia a membrana: Gaspermeation
Nel processo di separazione a membrane viene sfruttata la differente permeabilità dei gas presenti nel
biogas grezzo su determinate tipologie di membrane.
Le membrane per l’up-grading del biogas sono costituite da materiali permeabili all'anidride carbonica e in misura ridotta permeabili al metano. In questo modo la membrana permetterà di separare due
correnti gassose una ricca in metano e l’altra ricca in anidride carbonica.
Normativa Italiana sul mercato interno del gas naturale
Le norme di riferimento in materia di accesso al sistema nazionale del gas sono
contenute nel DLgs 164/2000, il quale prevede che per nessun motivo possa essere rifiutato
l'accesso al sistema quando si tratti di gas naturale prodotto nel territorio nazionale, nel mare
territoriale e nella piattaforma continentale italiana. Il medesimo decreto, dispone che l'accesso non può essere rifiutato qualora, in mancanza di capacità di connessione, il cliente sostenga il costo delle opere necessarie per rimediare a tale mancanza. Le norme in materia di
accesso si applicano anche al biogas e al gas da biomassa purché possano essere immessi nel
sistema senza problemi tecnici o di sicurezza.
Il DL.gs. 28/ 2011 prevede di incentivare e regolamentare il collegamento degli impianti di
produzione di biometano alla rete del gas naturale, prescrivendo l’emanazione da parte dell’AEEG di specifiche direttive per stabilire le caratteristiche chimiche e fisiche minime del
biometano necessarie per l'immissione nella rete del gas naturale; per favorirne un ampio
utilizzo senza generare problemi tecnici o di sicurezza; per fissare le procedure, i tempi e
i criteri per la determinazione dei costi per l'espletamento di tutte le fasi istruttorie
necessarie per l'individuazione e la realizzazione della soluzione definitiva di allacciamento.
E’ di settembre 2011 la delibera ARG/gas 120/11 dell’Autorità per l’energia elettrica e il
gas che ha avviato le procedure per la messa a punto dei procedimenti riguardanti "le condizioni tecniche ed economiche" in materia di connessione degli impianti di produzione di
biometano alla rete del gas in Italia, secondo quanto previsto dal Decreto legislativo n. 28/11
di attuazione della direttiva europea 2009/28/CE.
Il 26 aprile 2012 l’Autorità per l’energia elettrica e il gas ha pubblicato sul proprio sito
www.autorita.energia.it, il documento di Consultazione DCO 160/2012/R/gas con proposte
per la definizione delle condizioni tecniche ed economiche delle connessione degli impianti
di produzione di biometano alle reti del gas naturale. La proposte dell’Autorità si basano su
principi di trasparenza e neutralità, nel rispetto della sicurezza e dell’efficienza tecnica di
gestione.
Trattamento Fiscale del gas naturale biologico
A norma del comma 6 dell’art. 26 del TUA (D.Lgs. 504/95) non sono sottoposte ad accisa
le miscele gassose di gas naturale di origine biologica destinate agli usi propri del soggetto che le produce.
Sono previste agevolazioni nel caso in cui il produttore del gas metano biologico lo impieghi per produrre energia elettrica da:
a) utilizzare per gli usi propri;
b) rivendere ad altro soggetto.
Viceversa, qualora il gas naturale biologico non venga utilizzato in proprio ma viene ceduto a terzi, lo stesso deve essere sottoposto al regime generale delle accise alla stregua del
gas naturale.
Mentre la produzione del biogas è diffusa sia in Italia che in molti paesi europei, la produzione del biometano è in fase embrionale, relativo ai costi di produzione dello stesso per
l’immissione in rete e agli sviluppi regolamentari relativamente alla connessione degli
impianti di biometano in rete.
Secondo alcuni studi, i fattori chiave che determinano il costo di produzione del biogas
sono: la dimensione dell’impianto di fermentazione e il tipo di substrato utilizzato; infatti
alcuni studi, riportano che l’ipotesi di immissione in rete del biometano non dovrebbe essere presa in considerazione, per ragioni di economicità, per impianti di taglia inferiori a
50 m3/h. Anche il tipo di substrato utilizzato sembra incidere fortemente sul costo di produzione, infatti in funzione del tipo di substrato variano il potenziale energetico per unità
di massa, il costo della preparazione e il costo del trasporto del substrato medesimo.
In questo contesto appare interessante riportare gli approcci relativi ai contributi per la
connessione seguiti in due paesi dell’Unione Europea che hanno individuato nello sviluppo del biometano una risorsa importante per il raggiungimento degli obiettivi del pacchetti
Clima-Energia.
Nel Regno Unito è previsto che il soggetto richiedente la connessione alle reti del gas naturale di impianti di produzione di biometano sopporti il costo relativo agli impianti di
rete per la connessione e a eventuali rinforzi di rete.
In Germania è stato adottato un approccio diverso:
⇒
per le connessioni con lunghezza massima fino a 1 km i costi per l’allacciamento
alla rete devono essere sostenuti per il 75% dal gestore di rete e per il 25% dal soggetto richiedente l’allacciamento con un tetto massimo di 250.000 euro
⇒
per le connessioni con lunghezza superiore a 1 km e fino a 10 km , i costi per l’allaccio devono essere sostenuti per il 75% dal gestore di rete e il 25% dal soggetto
richiedente
⇒
Per connessioni superiori a 10 km, il costo dei primi 10 chilometri è ripartito secondo la proporzione indicata al punto precedente, mentre per la parte eccedente il costo è completamento a carico del richiedente.
Fonti:
Documento per la consultazione 160/2012/R/GAS. Autorità per l’energia e il gas
Documento del progetto di Biomethane Regions D 3.1.1 tecnologie di up-grading del Biogas
Questo documento è stato realizzato nell’ambito del
Progetto Bio-Methane Regions :
PROMOZIONE E SVILUPPO DEL MERCATO DEL BIOMETANO
ATTRAVERSO PARTNERSHIP LOCALI REGIONALI
Ulteriori informazioni su
www.regione.abruzzo.it/xaraen
www.bio-methaneregions.eu
REGIONE ABRUZZO/ARAEN
Via Passolanciano, 75 - 65100 Pescara (Italy) 085 7672524
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