Upgrading Avanzatocon

Processo ad Acqua 2.0

focusMetano in Atmosfera

Costi di Esercizio e Life Cycle Cost

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Ferruccio Marchi apre un’attività per la produzione di fertilizzanti1873

Apre lo stabilimento di Marano Veneziano (sopra).1900

1984

Nasce Marchi Energia, società del gruppo dedicata alle energie rinnovabili.2010

Fondata la Holding Marchi Industriale.

Fondazione di Giammarco Vetrocoke.Giuseppe Giammarco brevetta un processo di assorbimento CO2 basato su una soluzione di Carbonato di Potassio. Il processo GV trova applicazione in gas differenti per pressione, temperatura e composizione.

1950

2019 GV è adesso tra i primi 3 licenziatari di processi per l’assorbimento di CO2 nel mondo con più di 360 applicazioni.

MARCHI INDUSTRIALE - Marano Veneziano (Venezia)

GIAMMARCO VETROCOKE - Venezia

GM Green Methane: Chi Siamo

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GM fu costituita nel 2013 da 2 aziende italiane:Marchi Industriale & Giammarco Vetrocoke

GM: Scopo di Fornitura

Impianti “Chiavi in mano” di Pretrattamento ed Upgrading per convertire il Biogas Grezzo in Biometano.

Servizio Post-vendita per la conduzione e manutenzione dei suddetti Impianti.

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Tecnologia GM: Pretrattamento Biogas

Il Biogas Grezzo proveniente dalla Digestione Anaerobica deve essere purificato:

• ….per rispettare la specifica di qualità del biometano

• ….. NON per proteggere l’Unità di Upgrading.

L’unità di Pretrattamento viene progettatta di volta in volta in base alle caratteristiche del Biogas Grezzo (contenuto in H2S, NH3 etc).

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Unità di Pretrattamento: esempio Biogas ricco in H2S(schema semplifcato)

BIOGAS PRETRATTATO

BIOGAS GREZZO

RIMOZIONE DI H

2S

COMPLETAMENTORIMOZIONE H

2S

RIMOZIONE DI VOC,TERPENI,

SILOSSANI

K-301

C-302C-301 C-303

P-301K-302

Ossidazione

Sedimentatore

Zolfo elementare

Additivi

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Tecnologia GM: Upgrading

Processo Giammarco Vetrocoke per l’Assorbimento di CO2

Nielsen-Kohl, Gas Purification, V ed.Slack-Russel, Fertilizer Science and technology series, vol.2 part II

Gas Processing Handbook 1982 pag 95Kent-Riegel, Handbook of Industrial Chemistry and Biotechnology

La Tecnologia di Upgrading GM viene impiegata da più di 60 anni nella rimozione di CO2 in vari settori industriali.

Più di 360 impianti nel mondo catturano la CO2 con la tecnologia GM.

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Unità di Upgrading K2CO3+H2O+CO2 ! 2KHCO3

Reazione

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Il Processo

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L’impianto lavora in continuo.

Il BIOGAS viene pre-trattato (in base alla natura del biogas) per eliminare i principali composti indesiderati.

Il BIOGAS pre-trattato viene compresso a 8 bar (g).

La CO2 presente nel BIOGAS viene assorbita da una soluzione di Carbonato di Potassio (K2CO3) nella Colonna di Assorbimento; il Carbonato si trasforma in Bicarbonato di Potassio (KHCO3).

La CO2 viene poi liberata nella Colonna di Rigenerazione dove il Bicarbonato ridiventa Carbonato di Potassio.

La soluzione rigenerata di Carbonato di Potassio ritorna infine alla Colonna di Assorbimento.

Rimozione Composti Indesiderati

H2S: Lavaggio Ossidativo + Carboni Attivi

NH3: Raffreddamento/Condensazione + Soluzione Salina Upgrading

HCl, HF: Soluzione Salina Upgrading

VOC(*): Raffreddamento/Condensazione + Carboni Attivi

H2O: Setacci Molecolari

(*) (mercaptani, silossani, ammine, terpeni, etc)

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GM: Best Available Technique

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GM è Amica dell’AmbienteLe perdite di metano in atmosfera sono inferiori a 0,1% del metano presente nel biogas senza l’impiego di impianti di post-trattamento.

GM è Efficiente Il metano recuperato è superiore al 99,9% del metano presente nel biogas.

GM abbatte i Costi EnergeticiIl consumo di energia elettrtica è inferiore a 0,2 kWh/Nm3 di biogas secco. L’energia termica è recuperata per più dell’ 80%.

GM abbatte i Costi di Manutenzione Tecnologia semplice, robusta e affidabile.

GM è “Green” Nessun impiego di prodotti pericolosi e dannosi per l’ambiente.

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GM è Amica dell’Ambiente: Perdite di Metano<0,1% !

Al di sopra di una certa soglia di perdite di metano, i benefici sull’effetto serra sono annullati.

• The 100-yr horizon methane GHG contribution is 1 g CH4 = 28 g CO2,eq (IPCC V assessment 2015)

• The process results no longer sustainable when methane losses reach 4%. (Beylot et al, Waste manage 2013)

• The equivalent CO2 saving raises considerably if methane slip is limited to 0.05% (Ravina et al, J. Cleaner Product 2015)

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German Legislation on Methane Slip:

•Gas Grid Access Ordinance (GasNZV 2010): <0.5%

•Renewable Energy Sources Act (EEG 2012) : <0.2%

Fonte: Beil et al., Fraunhofer IWES

GM è Amica dell’Ambiente: il Biometano è Sostenibile !

DM “Biometano” 2 marzo 2018Art.3 Qualità e sostenibilità del Biometano - comma 6Il biometano comunque immesso nei trasporti ai sensi del presente decreto, deve rispettare quanto previsto dal decreto del Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare 23 gennaio 2012 e successive modifiche e integrazioni, secondo le linee guida definite dal Comitato Termotecnico Italiano per la qualificazione degli operatori economici della filiera di produzione del biometano ai fini della tracciabilità e del bilancio di massa di cui alla UNI/TS 11567 e sue modifiche o integrazioni. Nel caso di biometano incentivato mediante ritiro dei CIC da parte del GSE, i produttori di biometano assicurano il rispetto delle succitate previsioni in luogo dei soggetti obbligati.

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Revisione UNI/TS 11567Valori standard di emissione di gas ad effetto serra.Affinchéilbiometanosia“sostenibile”ivaloridirisparmiodigasadeffe1oserra(GHGsavings)devonorispe<aredal1/1/2018lasogliadefinitadallaREDparial60%.

LaUNI/TS11567riportavaloridirisparmio“standard”inbase(principalmente)allematriciorganicheimpiegate(Forsu,refluizootecnici,colQvazioniagricole,residui,fanghi)edallaquan?tàdimetanopersoinatmosferaconl’offgas.

Ivaloridirisparmio“standard”piùal?sio<engonocon:• impiantocombusQoneoff-gas,oppure• upgradingconperditedimetano<0,2%senzacombusQoneoffgas

ConilprossimorecepimentodellaREDII(entroil30.06.21)verràalzatal’as?celladella“sostenibilità”edancheilbiometanodaForsuedaRefluizootecnici(a<ualmenteconsideratosostenibileaprescindere)dovràtenerecontodelleperditedimetanoinatmosfera,cosìcomevalepertu<elealtrematrici.

GM è Efficiente: Metano Recuperato>99,9%

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Un maggior recupero di biometano di pochi punti percentuali rispetto ad altre tecnologie di upgrading aumenta in modo significativo il rendimento dell’ investimento.

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GM abbatte i Costi Energetici: Energia Elettrica

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L’upgrading GM richiede meno di 0.19 kWh/Nm3 di Biogas per produrre Biometano a 8 barg.. Rispetto al processo a 3 stadi delle membrane, la quantità di Biogas riciclata al compressore è trascurabile.

Rispetto al lavaggio ad acqua, il processo GM non è influenzato dalle condizioni meteo ed il consumo di EE è inferiore grazie alla minore portata della soluzione di lavaggio ed al trascurabile riciclo al compressore del metano assorbito dalla soluzione acquosa.

L’Energia Elettrica costituisce un alto Opex negli Impianti di Upgrading.

Risparmiare il 15-35% aumenta in modo significativo il rendimento dell’ investimento.

GM abbatte i Costi Energetici: Energia Termica

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La tecnologia GM richiede energia termica @120-140°C per rigenerare la soluzione nella Colonna di Rigenerazione (0,38 - 0,45 kWh/Nmc Biogas, in base alla % CO2 nel Biogas).

Più dell’ 80% dell’energia termica è recuperata sotto forma di acqua calda a @70 - 80°C.

Gli impianti di upgrading GM sono spesso forniti con un Cogeneratore al fine di soddisfare i fabbisogni elettrici dell’intero sito; l’energia termica @120-140°C può essere recuperata dai fumi del Cogeneratore.

L’Energ ia Termica è un Opex Trascurabile o Nullo, e comunque sempre più che bilanciato dal risparmio sull’Energia Elettrica.

GM abbatte i Costi di Manutenzione

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Il processo GM per l’upgrading del Biogas a Biometano comporta bassi costi di manutenzione, grazie alla robusta unità ed al semplice design.

Nessuna costosa sostituzione di membrane.

Il Costo di Manutenzione è simile a quello di altre Tecnologie di Upgrading, ad esclusione della Tecnologia a Membrana che soffre di un costo maggiore dovuto alla periodica sostituzione delle membrane durante la vita dell’Impianto.

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GM è “Green”

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Il K2CO3 contenuto nella soluzione acquosa non è volatile e non si degrada, a differenza delle soluzioni a base di ammine.

Il Processo di Upgrading GM non genera scarichi liquidi (solo l’Unità di Pretrattamento del Biogas li genera), quindi non occorre alcun reintegro di K2CO3.

Il Processo di Upgrading GM è un assorbimento chimico, ma SENZA consumo di Prodotti Chimici, a differenza dell’assorbimento fatto con ammine o con la sola acqua, che necessita di Prodotti Chimici per il suo condizionamento (inibitori di incrostazioni, biocidi etc).

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GM: Upgrading Avanzato….Acqua 2.0

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E’ per tutte queste ragioni che parliamo di:

Processo ad Acqua 2.0

Upgrading Avanzato

Anzio (Roma)750 Nm3/h BG

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In costruzione:

NovamontRovigo750 Nm3/h BG

Soc Agr LeonaFerrara1.000 Nm3/h BG

GM Impianti di Upgrading

LCCA: Life Cycle Cost AnalysisLCCA è un metodo di valutazione economica dei progetti che misura il Costo Totale

prendendo in considerazione il loro Intero Ciclo di Vita.

Anziché limitarsi al Costo dell’Investimento Iniziale, il LCCA considera anche tutti i Costi Operativi e di Manutenzione nell’Intero Ciclo di Vita.

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= life cycle cost= somma dei ‘costi rilevanti’= numero di anni del ciclo di vita= tasso di sconto

LCCCt N r

LCC: Life Cycle Cost Ct: Somma dei Costi Rilevanti N: Numero di anni dell’Intero Ciclo di Vita r: Tasso di attualizzazione dei flussi di cassa

LCC: Impianto Upgrading GMVita: 20 anni Tasso attualizzazione: 5% Inflazione: 1% Paese: Italia

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I Costi Operativi (OPEX) impattano sul Business Plan molto più dell’Investimento (CAPEX)

GM (CON COGEN) GM (SENZA COGEN)

1.000 Ncm/h BG OPEX (€/a) LCC (€) OPEX (€/a) LCC (€)

Investimento Unità Upgrading 1.700.000 1.700.000

Investimento Post-trattamento Off-gas 0 0

Perdite di metano 2.000 25.000 2.000 25.000

Energia (Elettrica+Termica) 174.000 2.345.000 312.000 4.210.000

Consumabili (BG Pre-trattamento) 65.000 875.000 65.000 875.000

Manutenzione 84.000 1.135.000 84.000 1.135.000

TOTALE 325.000 €/a 6.080.000 € 463.000 €/a 7.945.000 €

1.000 Ncm/h BG U.M. GM MEMBRANE

Investimento Unità di Upgrading (U/G) (montato e collaudato) € 1.700.000 1.500.000

Investimento Post Trattamento Off-gas (montato e collaudato) € 0 350.000

Perdita di Metano (media in 20 anni) % 0,05 0,8

Consumo Energia Elettrica U/G (BM@12 Barg) Kwh/Nmc BG (umido) 0,204 0,270

Consumo Energia Termica U/G @ 130°C Kwh/Nmc BG (umido) 0,395 0

Recupero Energia Termica U/G @ 75°C Kwh/Nmc BG (umido) 0,335 x 65%(i) 0,08

Carboni Attivi per COV (Pretrattamento BG) % su consumo nominale 75% 110%

Manutenzione U/G (escl mezzo separazione CO2) + RTO (off gas) €/y 80.000 + 0 80.000 + 15.000

Costo di Sostituzione mezzo separazione (medio in 20 anni) €/y 4.000 50.000 (ii)

(i) 0,335: recuperabile; 65%: recuperata su recuperabile(ii) il costo aumenta se il biogas non viene purificato adeguatamente prima dell’ingresso nelle membrane

Energia Elettrica da rete €/Mwh 150

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LCC: GM vs Membrane INPUT

Energia Termica €/Mwh 30

Biometano €/Smc 0,804Energia Elettrica da CAR €/Mwh 100

Vita: 20 anni Tasso attualizzazione: 5% Inflazione: 1% Paese: Italia

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GM (CON COGEN) MBR (CON COGEN)

1.000 Ncm/h BG OPEX (€/a) LCC (€) OPEX (€/a) LCC (€)

Investimento Unità Upgrading 1.700.000 1.500.000

Investimento Post-trattamento Off-gas

0 350.000 (i)

Perdite di metano 2.000 25.000 33.000 400.000

Energia (Elettrica+Termica) 174.000 2.345.000 240.000 3.215.000

Consumabili (BG Pre-trattamento) 65.000 875.000 87.000 1.170.000

Manutenzione 84.000 1.135.000 145.000 1.765.000

TOTALE 325.000 €/a 6.080.000 € 505.000 €/a (ii) 8.400.000 € (ii)

MBR - GM +180.000 €/a 2.320.000 €

LCC: GM vs Membrane

(i) una alternativa è la liquefazione della CO2, con il relativo Capex e Opex; da considerare, tuttavia, che la produzione di 1 miliardo di Smc/a di biometano comporta una produzione di CO2 pari a 8 volte il suo consumo italiano.

(ii) la differenzia si amplia se il biogas non viene purificato adeguatamente prima dell’ingresso nelle membrane

Vita: 20 anni Tasso attualizzazione: 5% Inflazione: 1% Paese: Italia

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GM (SENZA COGEN) MBR (SENZA COGEN)

1.000 Ncm/h BG OPEX (€/a) LCC (€) OPEX (€/a) LCC (€)

Investimento Unità Upgrading 1.700.000 1.500.000

Investimento Post-trattamento Off-gas

0 350.000 (i)

Perdite di metano 2.000 25.000 33.000 400.000

Energia (Elettrica+Termica) 312.000 4.210.000 334.000 4.490.000

Consumabili (BG Pre-trattamento) 65.000 875.000 87.000 1.170.000

Manutenzione 84.000 1.135.000 145.000 1.765.000

TOTALE 463.000 €/a 7.945.000 € 599.000 €/a (ii) 9.675.000 € (ii)

MBR - GM +136.000 €/a 1.730.000 €

LCC: GM vs Membrane

(i) una alternativa è la liquefazione della CO2, con il relativo Capex e Opex; da considerare, tuttavia, che la produzione di 1 miliardo di Smc/a di biometano comporta una produzione di CO2 pari a 8 volte il suo consumo italiano.

(ii) la differenzia si amplia se il biogas non viene purificato adeguatamente prima dell’ingresso nelle membrane

1.000 Ncm/h BGGM

(CON COGEN)€

MBR (CON COGEN)

€

GM (SENZA COGEN)

€

MBR (SENZA COGEN)

€

CostiAPPARENTI 1.700.000 1.500.000 1.700.000 1.500.000

CostiVERI 6.080.000 8.400.000 7.945.000 9.675.000

LCC MBR - GM +2.320.000 (i) +1.730.000 (i)

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LCC: GM vs MembraneVita: 20 anni Tasso attualizzazione: 5% Inflazione: 1% Paese: Italia

(i) la differenzia si amplia se il biogas non viene purificato adeguatamente prima dell’ingresso nelle membrane

Maurizio Pastori maurizio.pastori@gm-greenmethane.it www.gm-greenmethane.it

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COSTRUIAMOUN MONDO

VERDEINSIEME