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Upgrading del biogas

Argomento della tesi: upgrading del biogas in biometano. Vengono trattate varie tecnologie presenti sul mercato e vengono introdotte tecnologie in fase di studio e sviluppo. Università degli Studi La Sapienza - Uniroma1, Facoltà di Ingegneria. Scarica il file in formato PDF!

Materia di Interazione macchine ambiente relatore Prof. P. Ingegneria

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del biogas per evitare reazioni chimiche indesiderate, corrosione e temperature

più elevate per la rigenerazione, di conseguenza non è necessario il trattamento

dei gas di scarico.

Tali sistemi operano con adozione di biogas grezzo che va da 100 a 10000

Nm /h. [12]

3

2.4 Separazione tramite membrane

Un’ulteriore tecnologia di upgrading è basata sull’utilizzo di membrane (Figura

2. 7) [11]. Membrane tipiche per l’upgrading del biogas sono costituite da

materiali polimerici, materiali che mostrano selettività favorevole per la

separazione dell’anidride carbonica dal metano.

Per fornire una sufficiente superficie di membrana in impianti di dimensioni

compatte queste membrane sono applicate in forma di fibre cave combinate ad

una serie di moduli a membrana paralleli.

Figura 2. 7: Schema rappresentativo processo di separazione tramite membrane [11]

Dopo la compressione alla pressione di processo, il biogas grezzo viene

raffreddato per l’essiccazione e la rimozione di ammoniaca. Il gas viene

convogliato in una unità di permeazione singola e multipla. I numeri e

l’interconnessione degli stadi a membrana applicati non sono determinati dalla

qualità del biometano desiderata ma dal recupero del metano richiesto e dalla

specifica richiesta di energia di compressione. [10] 24

Modelli di simulazione hanno evidenziato che, fissata la composizione del

biogas e la specifica di purezza del biometano, se si utilizzano basse aree di

membrana è necessario operare con la compressione del gas di alimentazione

fino a 25 – 30 bar, ma la pressione di esercizio può essere ridotta aumentando la

superficie della membrana con conseguente riduzione dei consumi energetici

ma con un aumento dei costi di investimento ed una riduzione del recupero di

metano, come è evidenziato nella Figura 2. 8. [15]

Figura 2. 8: Effetto della variazione della superficie della membrana [15]

Esistono due tipologie di base:

- la separazione gas – gas con una fase gassosa ad entrambi i lati della

membrana

- la separazione per absorbimento gas – liquido con un liquido in grado di

absorbire le molecole diffuse.

La separazione gas – gas è un processo a membrana solida definito anche a

membrana a secco. Tali membrane secche sono permeabili al CO , all’H O e

2 2

all’NH mentre l’H S e il CH riescono a penetrare in maniera molto bassa. Le

3 2 4

membrane sono, generalmente, a forma di fibra cava legate insieme e possono

essere usate moduli compatti per lavorare con flussi incrociati. Prima di entrare

25

nella fibra cava, il gas passa in un filtro che trattiene l’acqua, goccioline oleose,

idrocarburi ed aerosol che potrebbero influenzare negativamente le prestazioni

delle membrane e subisce una desolforazione con i carboni attivi per eliminare

l’acido solfidrico che può ridurre il tempo di vita della membrana.

Lo svantaggio di tale tecnica è la bassa resa di metano, infatti, grazie alla

separazione imperfetta del gas grezzo, esso può essere purificato al massimo

fino al 92% di CH in un’unica fase. Quando si impiegano due o più fasi, si può

4

ottenere un contenuto di CH pari al 96%.

4

Tale principio, inoltre, costituisce un conflitto tra purezza e rendimento del

metano. La purezza può essere migliorata aumentando le dimensioni o il

numero dei moduli a membrana ma, in tal modo, una maggiore quantità di

metano permeerà attraverso le membrane e quindi andrà persa. Tali perdite

possono essere parzialmente pervenute prevedendo il ricircolo di una parte del

gas arricchito di CO . Nel caso di più moduli collegati in serie, il miglior

2

risultato si ottiene con il ricircolo del solo gas permeato dall’ultimo modulo. Un

altro modo per massimizzare la resa di metano ed ottenere gas di qualità adatte

all’immissione in rete, è quello di effettuare l’upgrading del biogas ad una

qualità inferiore rispetto a quello richiesta aggiungendo poi del propano per

soddisfare le specifiche. Quest’ultima soluzione è vantaggiosa poiché gli

investimenti per l’attrezzatura necessaria sono inferiori rispetto agli

investimenti totali.

Questi sistemi sono costruiti per la produzione di biogas con capacità da 70 a

5600 Nm di gas grezzo/ h, ma i nuovi sistemi sono progettati per portate

3

inferiori (< 50 Nm di biogas / h). [12]

3

La separazione per absorbimento gas – liquido è stata sviluppata solo di

recente ed è ancora in fase di sperimentazione. Tali sistemi sono costituiti da

una membrana idrofoba microporosa che separa la fase gassosa da quella

26

liquida. Le molecole dalla corrente gassosa, che scorre in una determinata

direzione, sono in grado di diffondersi oltre la membrana e vengono assorbite

dal liquido che fluisce in controcorrente. Al liquido è impedito di fluire verso il

lato gas a causa di una leggera pressurizzazione del gas stesso.

Queste membrane lavorano circa a pressione atmosferica (100 kPa), il che

comporta bassi costi di produzione ed elevata selettività. La rimozione della

CO , effettuata con una soluzione di ammine, è molto efficiente e permette al

2

biogas con 55% di CH di essere arricchito a oltre il 96% in un unico passaggio.

4

La soluzione amminica può essere rigenerata tramite riscaldamento rilasciando

così un flusso di CO puro che può essere venduto per applicazioni industriali.

2

[12]

Il metodo di separazione tramite membrane serve soprattutto per l’upgrading

del gas da discarica. Allo stato attuale è poco diffuso invece nelle applicazioni

su biogas ottenuto da fonti agricole. [16]

I primi impianti sono stati costruiti verso la fine del 1970 negli Stati Uniti e poi

successivamente si sono diffusi a partire dall’Olanda. Essi funzionavano a

pressioni elevate ( fino a 30 bar) e soffrivano di notevoli perdite di metano ( fino

al 25 %), mentre quelli più recenti operano a pressioni di 8 bar con perdite di

metano molto più basse ( < 2%). [14]

Tali impianti non sono a oggi numerosi, e quelli attualmente in esercizio in

Europa si trovano in Austria, Olanda e Germania. 27

2.5 Nuove tecnologie di upgrading

2.5.1 Separazione criogenica (Cryogenic upgrading)

Tra le nuove tecnologie di upgrading troviamo il metodo di separazione

criogenica che sfrutta il fatto che i due gas coinvolti (metano e anidride

carbonica) hanno due distinti punti di ebollizione e di sublimazione.

In particolare la CO condensa a temperature più elevate e pressioni più basse

2

rispetto al metano. Il biogas grezzo è raffreddato alla temperatura in cui

l’anidride carbonica condensa potendola quindi separare dalla frazione liquida,

mentre il metano si accumula nella fase gassosa.

Il processo criogenico funziona, in modo ottimale, a pressioni elevate per

garantire che la CO condensi in forma liquida e non in forma solida (ghiaccio

2

secco) che andrebbe ad intasare il sistema di tubazioni. Questa tecnica fa uso di

basse temperature (circa – 90 °C) ed alte pressioni (circa 40 bar). [12]

Per raggiungere le basse temperature e le alte pressioni, però, sono richieste

notevoli quantità di energia. Tuttavia tale tecnologia permette di ottenere

grandi volumi di metano ad alta purezza (99%) e basse perdite (< 1%). [16]

In tale tecnologia è conveniente rimuovere l’H S prima per evitare

2

l’intasamento del sistema.

2.5.2 Arricchimento del metano in situ

Tale tecnologia sfrutta in fatto che l’anidride carbonica è in parte solubile in

acqua andando quindi a discioglierla nella fase liquida del serbatoio digestore.

Nella Figura 2. 9 [14] è rappresentato uno schema di funzionamento di un

impianto di arricchimento del metano in situ che prevede i fanghi dal digestore

vengono fatti circolare continuamente in una colonna di desorbimento dove

sono attraversati da un flusso d’aria che fa si che si ha un desorbimento

dell’anidride carbonica in eccesso per poi far tornare i fanghi nel digestore. La

28

continua rimozione di CO comporta un incremento della concentrazione di

2

metano nel biogas che lascia il digestore.

Simulazioni hanno dimostrato che con tale processo si possono raggiungere

qualità di biogas del 95 % di metano con perdite inferiori del 2%. [14]

Nel 2006 Nordberg ed il suo team ha costruito e testato un impianto pilota con

volume del digestore di 15 m ed una colonna a bolle di 140 dm3. Da tale

3

osservazione è risultato che l’arricchimento del metano in situ cambia la

composizione del fango ma il desorbimento con aria non ha effetti negativi sulla

resa del metano. Testando diversi fanghi e flussi di aria si è arrivati ad un

contenuto massimo di metano pari al 87% con 2% di azoto ed una perdita di

metano pari all’8% nel gas di scarico nella colonna di desorbimento.

La tecnologia è relativamente semplice e non vi è la necessità di alcuna

attrezzatura ausiliaria per cui ha un costo di investimento minore rispetto alle

altre tecniche. [13]

Tuttavia il processo è limitato a piccoli impianti dove non è necessaria una

concentrazione di metano elevata (> 95%).

Figura 2. 9: Rappresentazione schematica di un impianto di arricchimento del metano in situ

[14] 29

2.5.3 Polmone ecologico (Ecological Lung)

L’enzima anidrasi carbonica (CA) è presente nel nostro sangue dove catalizza la

dissoluzione della CO che si forma durante il metabolismo delle nostre cellule

2

secondo la seguente relazione: ↔

H O + CO H + HCO

+1

2 2 3

L’anidride carbonica disciolta viene poi trasportata nei polmoni dove lo stesso

enzima catalizza la reazione inversa formando CO e H O.

2 2

Tale enzima può essere anche utilizzato per sciogliere la CO dal biogas ma il

2

costo di produzione dell’enzima è ancora alto e la praticabilità del processo è

influenzata da alcuni fattori come il tempo di vita dell’enzima immobilizzato.

Un gruppo di ricerca della Svezia, ha studiato l’uso di tale enzima per

l’upgrading del biogas dimostrando che il biogas, con tale tecnologia (Figura 2.

10), può essere purificato fino ad un contenuto di metano del 99%. [14]

La CO Solution Inc, una società canadese, ha sviluppato questa tecnica ed è in

2

possesso di un brevetto per un bioreattore che utilizzi l’enzima per la

dissoluzione dell’anidride carbonica.

Attualmente i loro progetti di ricerca sono concentrati sull’immobilizzazione

degli enzimi, la meccanica dei bioreattori, la produzione degli enzimi e le

applicazioni tecnologiche. [14] 30

Figura 2. 10: Processo della CO Solution [12]

2

2.6 Trattamento dell’off-gas

Il biogas di scarto contiene ancora, a seconda della tecnologia utilizzata di

upgrading, una percentuale di metano che deve essere utilizzata prima di

disperdere il gas in atmosfera, in quanto il metano è un gas serra molto più

dannoso della CO e la sua dispersione in atmosfera potrebbe compromettere la

2

reale economicità ambientale dell’impianto. [16]

Sono necessarie una o più fasi di trattamento dell’off-gas a seconda della sua

composizione. I maggiori inquinanti contenuti all’interno di esso sono CH , SO

4 x

e H S, e a seconda della loro concentrazione è previsto dalle varie norme

2

nazionali la rimozione degli stessi.

Nella Tabella 2. 1 sono riportate, come esempio, le concentrazioni ammesse

nelle emissioni dall’accordo tedesco TA Luft 2002. [1] 31

Tabella 2. 1: Limiti di emissione in base all’accordo tedesco TA Luft 2002 per le sostanze

rilevate nell’off-gas risultate dal processo di upgrading [1]

Flusso di massa Concentrazione

Sostanza Commenti

3

[g/h] [mg/m ] Indicato come

CH 500 < 50

4 carbonio totale

H S 15 < 3

2 Indicato come

SO 1800 < 350

x diossido di zolfo

Per recuperare il biometano contenuto nel gas di scarico del processo di

upgrading vi sono diverse tecnologie ma la più utilizzata è l’ossidazione

completa in caldaia; vi sono diverse aziende che producono caldaie che possono

utilizzare un biogas con percentuali di metano superiori al 3 % per produrre

calore che può essere utilizzato per scaldare il digestore dell’impianto. [16]

Un’altra opzione è quella di ossidare cataliticamente il metano. In questo caso,

l’ossidazione avviene in corrispondenza della superficie del catalizzatore che fa

ridurre l’energia necessaria per ossidare il metano permettendo così

l’ossidazione a basse temperature. Il componente attivo del catalizzatore può

essere il platino, palladio o cobalto. [14]

Il trattamento dell’off – gas con contenuto di metano inferiore del 3% è sempre

più difficile in quanto non viene fornita energia sufficiente durante la

combustione di questo gas ed è necessario aggiungere biogas grezzo o

biometano al fine di raggiungere una ossidazione stabile. Questo è il motivo per

cui non ha senso scegliere una tecnologia di upgrading con maggiore recupero

possibile di metano perché bisogna sempre fare i conti con il gas di scarico.

Soltanto pochissime tecnologie di upgrading con recuperi estremamente elevati

di metano forniscono un gas di scarico che può essere immesso direttamente in

atmosfera. [10] 32

Capitolo 3: Conclusioni

3.1 Confronto tra diverse tecnologie di upgrading del biogas

Le tecnologie più diffuse per l’upgrading del biogas sono l’adsorbimento a

pressioni oscillanti (PSA), l’absorbimento tramite lavaggio con acqua

pressurizzata, l’absorbimento tramite lavaggio con solventi organici e

absorbimento chimico con ammine. [14]

L’utilizzo della separazione criogenica, invece, è molto recente ed è ancora in

fase di sviluppo.

È difficile effettuare un paragone universalmente valido tra le diverse

tecnologie di upgrading del biogas, poiché molti parametri essenziali

dipendono fortemente dal contesto locale. Inoltre, le capacità di una certa

tecnologia, ad esempio per quanto riguarda la qualità ottenibile del biometano,

spesso non corrispondono con l’operazione più economica. Lo sviluppo tecnico

della maggior parte dei metodi di upgrading del biogas al giorno d’oggi è in

generale sufficiente a soddisfare tutte le esigenze di un potenziale gestore

dell’impianto. Si tratta solo di trovare un impianto che fornisca l’operazione più

economica per la produzione di biometano. Come risultato, si raccomanda di

eseguire una dettagliata analisi dei costi specifici attesi e di tenere conto di tutte

le tecnologie possibili di upgrading. Come strumento di guida per adempiere a

questi compiti è stato sviluppato nel corso del progetto Europeo “Bio – methane

regions” il BiomethaneCalculator [10] che viene aggiornato ogni anno. Questo

strumento contiene tutti gli step rilevanti e le tecnologie di upgrading, e

consente una stima attendibile dei costi specifici attesi per la produzione di

biometano. 33

Possiamo rappresentare i più importanti parametri delle varie tecnologie di

upgrading del biogas descritta nella Tabella 3. 1 [10]. I valori di alcuni

parametri rappresentano valori medi di impianti di upgrading realizzati o dati

ripresi dalla letteratura. Per la maggior parte dei parametri si indica un

intervallo dove il primo numero rappresenta il layout dell’impianto più

semplice cioè quello “economico” e con basso recupero di metano mentre l’altro

numero corrisponde ad un layout di impianto con alto recupero. [10]

Tabella 3. 1: Confronto tra le diverse tecnologie [10]

Scrubbing con Scrubbing Tecnologia

Scrubbing ad

Parametro solventi con PSA a

acqua organici ammine membrana

Contenuto 

tipico di 95,0 – 99,0 95,0 – 99,0 95,0 – 99,0 95,0 – 99,0

99,0

metano [vol%]

Recupero di 98,0 96,0 99,96 98 80 – 99,5

metano [%]

Tipica

pressione di 4-8 4-8 0 4-7 4-7

consegna

[bar]

Richiesta

energia

elettrica 0,46 0,49 – 0,67 0,27 0,46 0,25 – 0,43

3

[kWhel/m

biomethane]

Domanda di Alto

calore e livello Medio

- 120 – 160 - -

di 70 – 80 °C °C

temperatura

Necessità di Dipende dal

desolforazion si si si si

processo

e

Necessità di Solvente Soluzione Carboni

materiali di organico amminica attivi

consumo

Numeri di

impianti di alto basso medio alto basso

riferimento

Tipici costi di

investimento

3

[€ / (m /h) di

biometano] 34

3

Per 100 m /h 14,0 13,8 14,4 12,8 10,8 – 15,8

3

Per 250 m /h 10,3 10,2 12,0 10,1 7,7 – 11,6

3

Per 500 m /h 9,1 9,0 11,2 9,2 6,5 - 10,1

Quando si confrontano le tecnologie di upgrading, per quanto riguarda la

purezza del gas prodotto, il parametro rilevante è la maggiore possibilità di

eliminare l’anidride carbonica e produrre un gas con elevato contenuto di

metano. Un gas adatto per essere utilizzato come carburante per i veicoli, infatti

deve avere almeno una concentrazione di metano del 97%. Elevati requisiti di

purezza fanno però aumentare i costi e la domanda di energia e producono

maggiori perdite. [11]

Per quanto riguarda, invece, la domanda di energia varia a seconda delle

tecnologie utilizzate. Nella Figura 3. 1 [11] la domanda di energia per ogni

tecnologia viene mostrata tramite una media ponderata ed un intervallo

ricordando comunque che il gas prodotto dalle varie tecnologie è a pressioni

diverse.

Per gli scrubber ad acqua, la domanda di energia è di circa 0,3 kWh/Nm di

3

biogas grezzo per piccole unità (400 Nm /h) ma diminuisce fino a circa 0,2

3

kWh/Nm per grandi unità (2000 Nm /h). Tali sistemi inoltre hanno anche

3 3

grandi variazioni stagionali di domanda di energia elettrica a causa di

raffreddamenti significativamente superiori durante l’estate.

Per le tecnologie PSA, la domanda di energia varia tra i 0,2 e 0,3 kWh/Nm dove

3

per le unità più grandi è molto vicino al limite inferiore. Questo vale anche per

tecnologie che utilizzano le membrane, ma per esse tale domanda dipende

anche dalla configurazione della membrana stessa poiché maggiori esigenze di

purezza del metano richiedono maggiore ricircolo che fa si che aumenta la

domanda di energia elettrica.

Gli scrubber ad ammine hanno una domanda di energia elettrica

significativamente bassa, circa 0.12 – 0.14 kWh/Nm a seconda delle dimensioni

3 35

dell’impianto, ma tali tecnologie hanno anche un fabbisogno di calore esterno

di circa 0,55 kWh/Nm necessario per rigenerare le ammine che hanno appena

3

reagito con l’anidride carbonica. [11]

Figura 3. 1: Domanda di energia delle varie tecnologie di upgrading [11]

Tuttavia, è importante ricordare che la scelta della migliore tecnologia si basa su

parametri specifici che vengono scelti dai vari centri che operano tali tecnologie,

come la disponibilità di calore a basso costo e il prezzo dell’energia elettrica. Si

nota, inoltre, che spesso è possibile diminuire le perdite di metano, ma con la

conseguenza di un maggior consumo energetico.

I costi di ammortamento delle tecniche consolidate sono dipendenti dalla

tecnologia specifica, ma soprattutto dalle dimensioni e dalla capacità. Infatti i

costi per gli investimenti diminuiscono all’aumentare della capacità

dell’impianto, ma allo stesso tempo per gli impianti di grande dimensioni

diminuiscono gli investimenti di potenza installata. [14]

Si deve tener conto di costi di investimento, operativi e di manutenzione. 36

A titolo di esempio sono stati riportati, nella Figura 3. 2, i costi delle varie

tecnologie di upgrading in commercio in funzione della capacità. [14]

Figura 3. 2: Costo delle tecnologie di upgrading in commercio [14]

3.2 Vantaggi e svantaggi delle varie tecnologie

Le condizioni locali (rete idrica, limiti di emissione, ecc.) sono molto diverse

quindi non vi è una migliore o una peggiore soluzione tecnica sul mercato ma

tutte le tecnologie hanno dei vantaggi e degli svantaggi che possiamo elencare

nella Tabella 3. 2. Si può osservare, infatti, che in Svezia sono utilizzati

principalmente Water scrubber, in Germania si preferiscono tecnologie PSA ed i

lavaggi chimici mentre nei Paesi bassi si usano principalmente Water scrubber,

tecnologie PSA e a membrana. [12]

Possiamo quindi effettuare uno studio approfondito per ogni tecnologia per

quanto riguarda le prestazioni, la qualità dei prodotti necessari, consumo di

energia, costi di investimento, costi di funzionamento ecc. 37

Tabella 3. 2: Vantaggi e svantaggi delle diverse tecnologie di upgrading [12]

Tecnologia Vantaggi Svantaggi

Contenuto di metano

- medio nel biometano

Basso consumo energetico

- Perdita di metano

-

Nessun prodotto chimico

- medio/alta

Nessuna richiesta di calore

- Necessità di

-

Tecnologia relativamente a

- rimuovere H S e acqua

2

buon mercato prima del processo

PSA Tecnica compatta

- Necessità del controllo

-

Adatto anche per piccole

- del processo

portate Perdite di CH dovute

- 4

Adsorbimento di N e O

- a possibili

2 2 malfunzionamenti

delle valvole più

utilizzate

Richiede molta acqua

- anche nel processo di

rigenerazione

Tecnologia semplice

- Se ha un contenuto di

- H S > 300/500 ppmv

A buon mercato

- 2

provoca dei danni

Co-rimozione di

- materiali

ammoniaca e H S >

2

Water scrubbing Contenuto medio di

-

300/500 ppmv metano

Facile nel funzionamento

- Perdite di metano

-

Capacità regolabile

- medio/alte

variando la pressione e la Possibile intasamento

-

temperatura a causato dalla

crescita batterica

Possibile formazione

- 38

di schiume

Bassa flessibilità alle

- variazioni del gas in

ingresso

Necessaria

- essiccazione del

biometano

Costi di investimento

- e di funzionamento

Alto contenuto di metano

- relativamente alti

Energeticamente più

- Funzionamento

-

Physical favorevole rispetto difficile. Rigenerazione

Scrubbing all’acqua incompleta

(glicole) Basse perdite di CH

- 4 Funzionamento

-

Necessaria co-rimozione di

- ridotto quando il

H S

2 glicole è diluito con

acqua

Investimento

- relativamente costoso

Alta efficienza del

- contenuto di metano Elevata domanda di

- calore per la

Domanda di elettricità

- rigenerazione

bassa Possibile corrosione

-

Processo senza variazione

-

Absorbimento di pressione Decomposizione e

-

chimico avvelenamento delle

Basse perdite di CH

- 4

(ammine) ammine da O o altri

Maggiore CO disciolta

- 2

2 prodotti chimici

rispetto all’acqua Precipitazione di Sali

-

Nessun componente in

- Possibile formazione

-

movimento ad eccezione di schiume

del ventilatore Normalmente è

- 39

necessaria una pre-

rimozione di H S

2

Bassa selettività della

-

Costruzione semplice e

- membrana:

ingombro ridotto compromesso tra

purezza di CH e

Funzionamento semplice

- 4

quantità di biogas

senza componenti in aggiornati

movimento ad eccezione

del ventilatore Passaggi multipli

- necessari per

Scarsa manutenzione

- raggiungere elevata

Configurazione modulare

- purezza

anche per bassi volumi Contenuti medi di

-

Nessuna domanda di

- metano

prodotti chimici o di calore

Separazione Perdite di CH

-

Alta affidabilità

- 4

con membrane medio/alte in base alla

Piccole portate di gas

- configurazione

trattati senza un Scarsa esperienza

-

proporzionale aumento dei operativa con

costi tecnologie a

Gas/gas: viene rimosso

- membrana

l’H S

2 Durata della

-

Gas/liquido: costi di

- membrana incerta

investimento ed operativi Necessaria la fase di

-

bassi, si può ottenere CO 2 rimozione di H S

puro 2

Le membrane possono

- essere costose

Separazione Può essere raggiunto un Costi di investimento

- -

Criogenica alto contenuto di CH ed operativi

4 40

relativamente alti

Basse perdite di metano

- Necessaria rimozione

-

CO come sottoprodotto

- 2 di H S ed altre

Nessun prodotto chimico

- 2

impurità

Tecnica molto

- impegnativa

Scarsa esperienza

- operativa

3.3 Propagazione delle tecniche di upgrading

In Europa il mercato di riferimento per la produzione di biometano dal

comparto agricolo è quello tedesco dove i primi impianti sono stati avviati già

nel 2007 e hanno in via prevalente lo scopo di produrre biometano per

immissione in rete. Anche altri paesi come Austria, Svizzera, Svezia e Olanda

hanno sviluppato il settore con l’avviamento di numerosi impianti. [14]

Il numero degli impianti in esercizio è in continuo aumento come si può

osservare nella Figura 3. 3, dove in particolare si osserva che nei primi anni 2000

erano presenti solo circa 20 impianti di upgrading operativi a livello globale

mentre nel 2012 il numero è aumentato arrivando a circa 220 impianti. [11]

Figura 3. 3: Crescita degli impianti di upgrading del biogas [11] 41

Nei primi anni, le scelte principali erano tra l’utilizzo degli scrubber ad acqua o

l’utilizzo di processi di adsorbimento a pressioni oscillanti (PSA). Tali

tecnologie coprivano la maggior parte del mercato, in particolare con quote del

40% per gli scrubber ad acqua e del 23% delle tecnologie PSA. Tuttavia nel

corso degli anni, gli scrubber chimici ad ammine sono diventati sempre più

popolari arrivando ad una quota di mercato pari al 22%. Per quanto riguarda

gli scrubber che utilizzano solventi organici hanno avuto sempre una piccola

quota, ma stabile, di mercato negli anni ed oggi ricoprono circa il 7%,

leggermente inferiore alla quota ricoperta dalla tecnologia a membrana che è di

circa 8%. La separazione criogenica, invece, è utilizzata solamente da singoli

impianti e raggiungono quote di mercato inferiori allo 0,5%. [11]

Inoltre, secondo degli studi effettuati dall’agenzia energetica tedesca (DENA) si

è evidenziato che, la dimensione media dell’impianto di upgrading in Europa è

di circa 500 Nm /h.

3

I Paesi Bassi, la Svezia e la Svizzera sono i paesi con più esperienza nei processi

di upgrading del biogas, ma ad oggi la Germania è la leader nel settore dove

la maggior parte del biometano viene inviato alla rete del gas naturale mentre la

Svezia mantiene la posizione guida per quanto riguarda la produzione di

biometano per i veicoli.

Mentre in Germania la maggior parte della produzione di biogas si basa sulla

fermentazione esclusiva di rifiuti agricoli, liquami e le colture, in paesi come la

Svezia, Svizzera e Paesi Bassi utilizzano gas di discarica, rifiuti domestici e dei

fanghi di depurazione. [12]

In Italia, dove il biogas da effluenti zootecnici, matrici agricole e agroindustriali

è diventato una realtà significativa, appare particolarmente interessante la

prospettiva della upgrading del biogas per l’immissione in rete, considerato che

42

la rete italiana del gas naturale rappresenta la rete energetica più capillare e

capiente esistente in Europa. È importante quindi disporre di tecnologie

affidabili ed economiche per l’upgrading del biogas prodotto localmente a

biometano. [17]

3.4 Standard qualitativi del biometano per l’Europa

Attualmente, non esiste uno standard internazionale per quanto riguarda la

qualità del biometano. Diversi paesi hanno definito norme nazionali, tuttavia,

(come ad esempio l’Austria, la Danimarca, la Germania, i Paesi Bassi, la Svezia

e la Svizzera), ed hanno sviluppato specifiche normative in materia d’uso del

biometano. 43


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AUTORE

Rob90m

PUBBLICATO

+1 anno fa


DETTAGLI
Corso di laurea: Corso di laurea in ingegneria dell'ambiente, del territorio e delle risorse umane (LATINA)
SSD:
A.A.: 2016-2017

I contenuti di questa pagina costituiscono rielaborazioni personali del Publisher Rob90m di informazioni apprese con la frequenza delle lezioni di Interazione macchine ambiente e studio autonomo di eventuali libri di riferimento in preparazione dell'esame finale o della tesi. Non devono intendersi come materiale ufficiale dell'università La Sapienza - Uniroma1 o del prof Ingegneria Prof.

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