Recupero energetico del biogas da discarica

Fonti rinnovabili di energiaProf. Andrea Corti

ing. Isabella PecoriniDipartimento di Energetica "Sergio Stecco"Università degli Studi di Firenzevia di S. Marta 3 - 50139 Firenze (Italy)Tel +39 055 4796473, Fax +39 055 4796342E-Mail: isabella.pecorini@pin.unifi.itWeb: http://vega.de.unifi.it/staff.htm

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Sommario

• Cos’è il BIOGAS- LA METANOGENESI

- LA CURVA PRODUTTIVA – modello teorico

• Criteri costruttivi e gestionali del sistema di captazione del BIOGAS da discarica

- I CRITERI PROGETTUALI E COSTRUTTIVI

- I CRITERI GESTIONALI

• Il recupero energetico• Incentivi per fonti rinnovabili• Caso di studio

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Cosa è il BIOGAS

• Prodotto dei processi di degrazione della materia organica.

• La sostanza organica è biodegradata sia in modo aerobico che anaerobico (prevalentemente

• Il processo aerobico genera CO2 e H2O e libera calore, non recuperabile

• L’anaerobico ha come cataboliti CH4 e CO2 che generano criticità gestionali.

• In entrambe i processi si generano dei gas in minore quantità anche nocivi…e maleodoranti.

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• Il biogas è prodotto dalla degradazione della sostanza organica (intesa come substarato, es: fanghi da depurazione, reflui animali, rifiuti organici) in ambiente anaerobico.

• Le condizioni anerobiche sono ricreate in reattori o digestori anerobici oltre che nelle discariche (quest’ultima non consente un controllo dei parametri forzanti il processo, es: pH, umidità, temperatura …)

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Cosa è il BIOGAS

Effetti del BIOGAS

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Effetti delle emissioni di biogas sull’ambiente

• CH4 e CO2 sono gas serra • I composti contenenti zolfo se emessi in atmosfera si ossidano e

contribuiscono al fenomeno delle piogge acide, come pure gli idrocarburi che portano alla formazione di acidi organici.

• Gli idrocarburi alogenati sono i composti maggiormente impattanti sull’ambiente in quanto contribuiscono sia all’effetto serra che al buco dell’ozono.

Effetti delle emissioni di biogas sull’uomo

• Odori: Studio del TLV (valori limite di esposizione) delle sostanze osmogene.

Analizziamo nello specifico il biogas da discarica….

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Le discariche moderne (D.Lgs 36/03)

Processi di degradazione in Discarica

I rifiuti depositati in discarica vengono decomposti da una combinazione di processi chimici, fisici e biologici. La decomposizione produce residui solidi, liquidi e gassosi.

DISCARICAProcessi:Chimici

FisiciBiologici

RIFIUTI

SOLIDI

LIQUIDI

GASSOSI

Il principale meccanismo di degradazione è quello biologico che ha inizio quando i rifiuti vengono depositati in discarica agendo sulla parte organica. Tale meccanismo, comunque, è strettamente legato sia ai processi fisici che a quelli chimici che evolvono di pari passo. Ad esempio i processi chimico-fisici influenzano la disponibilità di nutrienti necessari per i processi biologici.

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Processi di degradazione in Discarica

I processi fisici che avvengono in discarica consistono nella rottura e nella movimentazione dei rifiuti, nella variazione dell’umidità dei rifiuti, nel trasporto di particelle con l’acqua e nella diffusione di sostanze a causa di gradienti di concentrazione.

I processi chimici che concorrono alla degradazione del rifiuto includono l’idrolisi, la dissoluzione/precipitazione, assorbimento/desorbimento, scambio ionico. La degradazione chimica produce un’alterazione delle caratteristiche del rifiuto ed una maggiore mobilità dei componenti dei rifiuti, tendendo ad una maggiore uniformità delle caratteristiche chimiche della discarica.

I processi biologici hanno luogo in discarica grazie alla presenza naturale di alcune tipologie di batteri. Il processo è molto complesso dal momento che segue diverse fasi in sequenza e/o parallelo portando alla produzione di diversi prodotti.

LA DISCARICA SI COMPORTA COME UN REATTORE BIOCHIMICO

(pb. di umidità, composizione, età, etc. non uniformi) 8

Processi di degradazione Corg

La degradazione biologica in discarica avviene secondo DUE/TRE fasi:

DECOMPOSIZIONE AEROBICA

FASE ACIDA

FASE METANIGENADECOMPOSIZIONE ANAEROBICA

Materiale organico + O2 CO2 + H2O + biomassa + + materiali parzialmente degradati + energia termica

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Processi di degradazione Corg

• Si divide in tre fasi: aerobica transitoria, acida e metanigena• Da cosa dipende: n° microrganismi e ambiente chimico fisico adattoFase transitoriaDurata: da alcuni minuti a qualche giorno;Processo: Consumo di ossigeno presente nella massa dei rifiuti.

Termina quando le pressioni dei gas prodotti all’interno del cumulo non permettono all’ossigeno esterno di penetrare nei pori degli strati superficiali. (la presenza dell’O2 è funzione della porosità del rifiuto e dalla tipologia).

I CATABOLITI:I CATABOLITI: Le proteine si degradano dapprima in amminoacidi, quindi CO2, H2O,

nitrati e solfati;I carboidrati si convertono ad anidride carbonica e H2O;I grassi si idrolizzano ad acidi grassi e glicerolo successivamente

degradati in cataboliti semplici attraverso la formazione di prodotti intermedi quali acidi volatili e alcali.

La cellulosa che costituisce la parte preponderante della frazione organica, è degradata per mezzo di organismi extracellulari a glucosio che viene usato dai batteri e convertito in anidride carbonica e acqua. 10

Processi di degradazione Corg

DECOMPOSIZIONE ANAEROBICA - Fase acida• Il processo:

– In questa fase si riscontra una iniziale produzione di idrogenoidrogeno ad opera dei batteri facoltativi aerobi, che trasformano l’acido formico. Per questo si raggiungo delle % di H anche del 25%.

– In questa fase, di breve durata, la discarica da origine agli odori più molesti, dovuti anche a variazioni di pressioni interne al cumulo dovute alla produzione di gas, come H, che veicolano sostanze odorigine. Il fenomeno è accentuato con le basse pressioni atmosferiche.

– Questa fase si chiama acida instabile e si contrappone alla stabile in cui praticamente non si ha produzione di gas. La fase stabile è caratterizzata dalla idrolisi della sostanza organicaidrolisi della sostanza organica, le reazioni avvengono in corrispondenza dell’interfaccia solido liquido, e i prodotti fungono da substrato per i microrganismi presenti in fase acquosa. Inseguito tali batteri producono enzimi responsabili dell’idrolisi enzimatica, che come prodotti dà acidi grassi volatili, acido lattico, CO2 e H2. Tali prodotti sono trasformati in acido acetico, substratosubstrato ideale dei batteri metanigeni.metanigeni.

– La fase acetica può durare da 3 mesi a 3 anni, e se i valori di ph sono troppo bassi si innesca una fase acetica stabile, che non produce gas.

• Temperatura: 60-70 °C• Il percolatoIl percolato prodotto è caratterizzato da alti valori di BOD5 (30.000 mg/l e alti

rapporti BOD/COD 0,5-0,7) ad indicare una grande frazione di materia organica solubile e rapidamente biodegradabile. (NB:alte presenze di ione ammonio).

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DECOMPOSIZIONE ANAEROBICA - Metanogenesi• La terza fase è quella propriamente metanigena. I batteri anaerobi obbligatianaerobi obbligati sono

sensibili al pH e hanno un tasso di crescita basso. Si stabilizzano e utilizzano come substrato i prodotti della fase precedente. Ci sono due tipi di batteri che lavorano in questa fase gli acetofilici, che trasformano acido acetico in CO2 e CH4 ( che costituisce il 70% del metano prodotto) e gli idrogenofilici che da H2 e CO2 generano metano.NB: la pressione non è un fattore inibente ( solo maggiori di 1 atm)

• Il percolato prodotto in questa fase è in genere con bassi valori di BOD5 e bassi rapporti BOD5/COD (anche 0.1), sebbene sia questa la fase più attiva dal punto di vita microbatteriologico, e coesistano, in equilibrio dinamico batteri metanigeni e batteri acetogenici.– L’azoto ammoniacale, i metalli, i solfati e i cloruri restano comunque presenti

perché possono essere solubilizzati. Da sottolineare che la Da sottolineare che la solubilizzazione dei solubilizzazione dei materiali proteicimateriali proteici porta alla formazione di piccoli quantitativi di gas porta alla formazione di piccoli quantitativi di gas indesiderati quali ammoniaca e acido solfidrico. Ilindesiderati quali ammoniaca e acido solfidrico. Il ph si mantiene in campo debolmente alcalino.

– I batteri metanigeni lavorano con un ph compreso fra 6 e 8,5. • La transizione fra la seconda e la terza fase può essere incompleta, e quindi non

tutto il carbonio organico si trasforma.• NB: non tutta la frazione organica dei RSU è biodegradabile (ma solo il

50%), e circa il 50 % del carbonio organico interviene nei processi di degradazione ed è quindi biogassificabile.

Nella discarica le tre fasi coesistono, e il percolato funge da fluido vettorefluido vettore di nutrienti e substrato.

Processi di degradazione Corg

12

Processi di degradazione Corg

13

In questa fase, divengono dominanti batteri anaerobici metanigeni, che utilizzano i prodotti dello stadio precedente per produrre anidride carbonica, metano, acqua con rilascio in parte di energia termica.

Il processo metanigeno ha una velocità inferiore rispetto agli altri.

I batteri metanigeni utilizzano i prodotti della fase acetogenica, ad esempio:

a partire da idrogeno: 4H2 + CO2 CH4 + 2H2O (1)

a partire da acido acetico CH3COOH CH4 + CO2 (2)

Il consumo degli acidi organici provoca una risalita del pH del percolato a valori di 7-8. Di conseguenza il percolato diviene meno aggressivo chimicamente e contiene un minore contenuto organico.

Gli acidi organici che non possono essere direttamente convertiti in metano dai batteri metanigeni vengono prima decomposti secondo diversi passaggi.

Il substrato di crescita dei metanigeni sono gli acidi grassi volatili (VFA), ma una loro concentrazione troppo elevata inibisce l’attività dei metanigeni stessi, fino a diventare tossica.

FASE METANIGENADECOMPOSIZIONE ANAEROBICA

Caratterizzazione del BIOGASPoiché la fase metanigena, che ha una durata estesadurata estesa rispetto le altre, è da

considerarsi quella più significativa ai fini di studio, anche per l’importate valenza energetica che assume.

La composizione del gas emesso durante la fase stabile di metanogenesi è valutabile pari a (Gandolla et al.):– CH4 45%-65% vol– CO2 65%-45% vol– H2 0%vol (20%-30% valore anomalo)– O2 0%vol (max 20% valore anomalo)– N2 10-0% vol (max 80% valore anomalo)– H2S tracce– H2O 2-5% vol

I valori fra parentesi sono anomali, l’idrogeno può prodursi solo immediatamente dopo il deposito dei rifiuti e per un periodo di tempo molto limitato, l’ossigeno e l’ossigeno e l’azoto non sono generati dalla degradazionel’azoto non sono generati dalla degradazione, bensì possono derivare da infiltrazioni d’aria all’interno della massa dei rifiuti. Nel biogas sono presenti altri composti in tracce alcuni dei quali pericolosicomposti in tracce alcuni dei quali pericolosi o comunque arrecanti impatti sull’ambiente.

14

Caratterizzazione del BIOGAS

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La previsione produttivaAl fine di progettare un impianto di recupero

energetico del biogas e valutare la sostenibilità economica dello stesso è necessario conoscere la curva di produzione teorica attesa del biogas

MODELLI DI PRODUZIONE DI BIOGASAl fine di prevedere la resa e il rateo di produzione

del biogas da discarica per valutare anche possibili migrazioni e problemi gestionali correlati è necessario implementare dei modelli.

Fin dagli anni 70 sono stati pensati metodi, prima qualitativi poi quantitativi, come Palos Verdes, Scholl-Canyon e Sheldon Arleta models

Struttura di un modello di produzione di biogas:• sottomodello stechiometrico: fornisce la

massima resateorica di biogas da degradazione anaerobica di

frazioneorganica• sottomodello cinetico: è un modello dinamico

che fornisceil rateo di generazione del biogas.

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t/anno t/anno

1982 9600 1992 15600

1983 9600 1993 15600

1984 9600 1994 16800

1985 9600 1995 16800

1986 9600 1996 16800

1987 9600 1997 21000

1988 9600 1998 21000

1989 14400 1999 21000

1990 14400 2000 21000

1991 15600

•Composizione rifiuto•Conferimenti annuiINPUT

La previsione produttiva

17

0

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

30000000

35000000

1998 2013 2028 2043 2058

Nmc/anno

Scholl-canyon

Triangolare

LandGEM(Lo=170)

LandGEM(Lo=130)

Chiusura nel 2013Chiusura nel 2013

POST-MORTEMGestione

18

La previsione produttiva

Il Biogas come COMBUSTIBILE

Al fine di recuperare il biogas, quale combustibile, deve essere progettato e gestito:

1. Il sistema di captazione della discarica (D.Lgs 36/03);

2.La centrale di aspirazione e trattamento del gas

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Elementi costruttivi del sistema di captazione

20

“Le discariche che accettano rifiuti biodegradabili devono essere dotati di impianti per l'estrazione dei gas che garantiscano la massima efficienza di captazione e il conseguente utilizzo energetico” (D. Lgs. 36/2003).

Gli obiettivi del sistema di captazione, trattamento/utilizzo sono:- garantire la sicurezza all’interno della discarica e nelle aree limitrofe- minimizzare le emissioni moleste, ed eventualmente nocive, che possono esercitare un forte impatto negativo sulla popolazione limitrofa, sul personale dell’impianto e sulla vegetazione- consentire il recupero di una fonte di energia rinnovabile.

Una corretta gestione del biogas deve innanzitutto garantire le condizioni di sicurezza in discarica, mediante il controllo dell’infiammabilità della miscela costituente il biogas e la prevenzione di meccanismi di migrazione e di accumulo del biogas.Il biogas può trovarsi nell’intervallo di infiammabilità a seguito di un’eccessiva aspirazione o all’accumulo in ambienti chiusi interni alla discarica (locali di servizio, componenti della rete di raccolta del biogas o del percolato) o esterni (cantine, seminterrati, etc.) in seguito a migrazione laterale nel terreno.

Un sistema completo di captazione, trattamento/utilizzo comprende i seguenti elementi:- sistema di captazione- rete di trasporto- impianto di pre-trattamento- utilizzo/trattamento finale

ELEMENTI COSTITUTIVI

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GLI ELEMENTI COSTRUTTIVI

ELEMENTI CARATTERIZZANTI:

I POZZI DI CAPTAZIONE

LA RETE DI TRASPORTO

LE STAZIONI DI REGOLAZIONE

LA CENTRALE DI ESTRAZIONE E CONTROLLO

IL SISTEMA DI COMBUSTIONE (torcia)

IL SISTEMA DI UTILIZZO (recupero energetico)22

Pozzi di biogas• REALIZZATI A DISCARICA

COMPLETATA (PER LOTTI - ESAURITA) O IN FASE GESTIONALE

• - TIPOLOGIA:

• verticali

• orizzontali (trincee)

23

25

Geotessile filtrante Ghiaia

40/60

Geomembrana HDPE

2mm

Tubo fessurato HDPE Ø 110 mm di

captazione del biogas

Tubo fessurato PVC Ø 75 mm per

reiniezione percolato

Dreni di estrazione di biogas

Stazioni di regolazione e linee di trasporto

Linee di trasporto• LINEE SECONDARIE:

tra pozzi e stazioni di regolazione• LINEE PRINCIPALI:

tra stazioni di regolazione e centrale di estrazione

COMPONENTI E ACCESSORI:

1. teste di pozzo

2. separatori di condensa

3. valvole di intercettazione• LAY-OUT:

• in serie• in parallelo 26

Stazioni di RegolazioneCONTENGONO:

I terminali delle linee dei pozzi

I separatori di condensa

Le valvole di intercettazione

Le valvole di regolazione (Manuali o Automatiche)

Il sistema di campionamento del gas

Configurazione finale:Configurazione finale:119 pozzi di biogas119 pozzi di biogasR=20 mR=20 m35 pozzi di percolato35 pozzi di percolato

MotoriMotoriTorceTorce

Stazioni di regolazione e linee di trasporto

La centrale di estrazione e controllo• NECESSITA’ DELL’ESTRAZIONE FORZATA PER OTTENERE RAGGI DI

INFLUENZA DI 20 30 m • DEPRESSIONE IN ASPIRAZIONE• PRESSIONE IN MANDATA• VENTILATORI CENTRIFUGHI MULTISTADI• IL SISTEMA DI CONTROLLO CONSENTE DI CENTRALIZZARE

AFFIDANDO AD UN SISTEMA DI PLC-PC LA GESTIONE DELLE FUNZIONI OPERATIVE DELL’IMPIANTO

• POSSIBILITA’ DI PILOTARE L’ESTRAZIONE POZZO PER POZZO

• POSSIBILITA’ DI INSERIRE BLOCCHI DI SICUREZZA

• POSSIBILITA’ DI GESTIRE AUTONOMAMENTE SITUAZIONI DIVERSE (POZZI PERIFERICI E CENTRALI, LOTTI VECCHI E NUOVI)

29

SOFFIANTI

30

Sistema di combustioneTORCE• Destinazione finale del biogas:• • Le torce:• - a fiamma libera• - con camera di combustione• - con camera di combustione

refrattariata

• Condizioni di combustione secondo le prescrizioni di legge

• • Temperatura > 1000 °C• • Tempo > 0,3 secondi• • Ossigeno residuo > 6%

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Il sistema di utilizzo

• RECUPERO ENERGETICO

• LA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA

• GLI ASPETTI LEGISLATIVI:- IL CIP 6/92- I CERTIFICATI VERDI

(D.L. 79/99 - DECRETO BERSANI)

Approfondiamo in seguito …32

Il sistema di utilizzo

• MOTORI ENDOTERMICI PER:- produzione di

sola energia elettrica - produzione di energia elettrica e di

energia termica

• TURBINE A GAS PER:- produzione di

energia elettrica

• RECUPERO DI CALORE IN CALDAIA

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Criteri GestionaliOBIETTIVI DEL GESTORE SONO:

1) Bonifica 2) Recupero Energetico (eventuale)

DISPONE DI:

a) Impianto Estrazione Biogasb) Curva di Produzione Biogas

LA REGOLAZIONE DELL’IMPIANTO CONSENTIRA’ DI ESTRARRE UNA MISCELA GASSOSA:

Con percentuale di ossigeno di sicurezza Con valore di metano stabile ed elevato (in caso di recupero energetico) Eliminare o ridurre le fughe incontrollate Estrarre quantità di biogas corrispondenti alla curva di produzione Gestire lotti differenti per età e/o tipologia con caratteristiche

diverse e criteri opportuni.34

RECUPERO ENERGETICO

1. Il biogas come combustibile (Potere calorifico del biogas)

2. Dimensionamento del gruppo motori3. Costi 4. Certificati verdi5. Bilancio della CO2 evitata

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In particolare ….

Reazioni di combustione e processi termodinamici

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Parametri chimico fisici del MetanoIl processo di combustione del

metano però può essere descritto semplicemente con la seguente reazione:

OHCOOCH 224 22 Per ottenere la completa ossidazione del

metano sono necessari diversi passaggi attraverso i quali H2, CO e H2CO

sono semiprodotti stabili della reazione.

Questi processi sono così complicati che non è possibile descriverli completamente. Quindi, se del combustibile non bruciato o altri prodotti intermedi vengono emessi da una

combustione, il motivo di queste emissioni è riconducibile ad un grande deficit di ossigeno, ad una pessima miscela combustibile-aria, o ad un rapido raffreddamento delle sostanze coinvolte nella reazione ad una temperatura inferiore a quella ottimale.

Potenziali emissioni dalla combustione del LFGLa qualità del LFG è importante non solo per le operazioni tecniche della combustione ma anche perla

composizione del gas esausto. I problemi con le sostanze nocive sono causati non dai componenti principali ma dalle componenti presenti in traccia nel LFG.

Per questa ragione la fiamma può provocare la completa combustione degli elementi in traccia, così da avere nel gas esausto solo elementi quali CO2, HCl, HF, SO2, e H2O.

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Biogas come combustibile• Se il trattamento del biogas implica un recupero energetico il combustibile deve avere le

caratteristiche che si adattano all’impiegocaratteristiche che si adattano all’impiego.• Nella quasi totalità dei casi per la valorizzazione energetica del biogas sono utilizzati MCI.MCI.

le specifiche del costruttorele specifiche del costruttore MCI

Per l’impiego come carburante è necessario dei prettrattamenti, e il controllo controllo periodico dei parametri.periodico dei parametri.

Le richieste del costruttore sono in merito a:1.1. Potere calorificoPotere calorifico: determinato prevalentemente dalla percentuale di

metano presente. Minore Minore è il PCI maggiore la quantità di volumemaggiore la quantità di volume che deve passare dal motore, questo significa che potenzialmente maggiori maggiori quantità di gas aggressivi potrebbero venire a contatto con le parti metalliche del motore,(questo è uno dei motivi per cui i produttori indicano i limiti di concentrazione dei gas aggressivi per % di CH4). Con basso potere colorifico è necessario alzare la pressione del gas in input al motore con conseguente aumento dei gas incombusti. La massima variazione del range di funzionamento della % di metano è 45%±15%.

NB

38

Le richieste del costruttore di MCI 1/2

2.2. La concentrazione dei composti dello zolfoLa concentrazione dei composti dello zolfo: sono altamente corrosivi specialmente in presenza di acqua e umidità. Questi composti possono causare l’usura dei pistoni e dei cilindri.Lo zolfo tende ad accumularsi anche nell’olio lubrificante del motore, obbligando a manutenzioni frequenti. Per limitare le concentrazioni di H2S è necessario ostacolare la vita dei batteri solfato riduttori, e limitare l’entrata in discarica di prodotti o terreni contenenti gesso, oltre che dei reflui da trattamenti di desolforazione.

3.3. La concentrazione dei composti alogenatiLa concentrazione dei composti alogenati contenenti cloro, bromo e del fluoro (ad esempio, tetracloruro di carbonio, chlorobenzene, cloroformio e trifluoromethane). Durante il processo di combustione si possono formare dei gas acidi, HCl e HFHCl e HF, in presenza di umidità. Questi sono responsabili della corrosione di metallo. Combustione di composti alogenati in presenza di idrocarburi entro il gas di discarica può anche portare alla successiva formazione di composti come PCDD e PCDF, in particolare per quanto la combustione di gas fresco sotto 400 ° C. Anche in questo caso si rende necessario frequente cambio l’olio. I più comuni fluorurati specie nel gas di discarica sono i clorofluorocarburi (CFC), che sono stati ampiamente utilizzati come refrigeranti e propellenti.

39

Le richieste del costruttore 2/2

4.4. La concentrazione di ammoniacaLa concentrazione di ammoniaca: la presenza dell’ammoniaca porta dopo la combustione ad alte concentazioni di NOxalte concentazioni di NOx, che può reagire e formare altri ossidi pericolosi in atmosfera.

5.5. La concentrazione dei composti del silicioLa concentrazione dei composti del silicio contenuti in cosmetici prodotti per i capelli e fanghi di reflui civili. Il composti del silicio tendono a formare una patina di colore bianco-grigia che riduce drasticamente la vita del motore.

6.6. Polveri:Polveri: per evitare fenomeni di usura è necessario eliminare le polveri tramite meccanismi quali cicloni e filtri.

7.7. Cambi dell’olioCambi dell’olio: la combustione in presenza di composti del silicio del Cl e del F, portano ad alterare la funzione dell’olio lubrificante. Innalzare le temperature di funzionamento porterebbe ad una riduzione della concentrazione degli acidi di Cl e F, ma non consentirebbe la formazione dello spessore di olio intorno alle parti meccaniche necessarie a lubrificare le parti in movimento. Pertanto risulta necessario aumentare la manutenzione.

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Accorgimenti….Accorgimenti….• Rimuovere l’umidità e il particolato, in modo da

migliorare la combustione.• Un compressore aumenta la pressione in modo da

garantire le condizioni ottimali di PCI.• Valvole di sicurezza che garantiscono l’assenza di

riflussi del gas.

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Schema dei trattamenti monte-valleAlcuni sono facoltativi e vanno considerati nell’analisi dei costi …

• Schede tecniche fornite direttamente dal produttore Italia relative varie tipologie di motori di taglia diversa (es: Jenbacher) e operazioni di manutenzione;

• La quantità di carburante considerata ovvero il biogas prodotto ogni anno secondo il modello di teorico applicando un coefficiente di captazione differente per le fasi di gestione (40%) e post-mortem (60%);

• Tempo di funzionamento ( ad es.: 90.000 ore pari a 10 anni).

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Dimensionamento gruppo MotoriI principali dati necessari al dimensionamento del gruppo motori:

Il rendimento aumenta su taglie grandi

Schede tecniche MCI

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Potere calorifico

inferiore del gas

(PCI)

kWh/Nm³ 6,40

Dati con: Pieno carico Carico parziale

100% 75% 50%

Quantità di gas Nm³/h 252 195 137

Potenza

meccanica

kW 646 485 323

Potenza elettrica kW el. 625 469 310

~ Olio kW 71 60 52

Consumo

specifico del

motore

kWh/kWh 2,50 2,57 2,71

Consumo olio

motore

ca kg/h 0,19 ~ ~

Rendimento

elettrico

% 38,7% 37,6% 35,4%

0,3430,333

0,308

y = 0,0035x + 0,272

R2 = 0,9423

0,000

0,050

0,100

0,150

0,200

0,250

0,300

0,350

0,400

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

%Carico

% R

EN

DIM

EN

TO

ELETTR

ICO

143

108

71

y = 7,2x - 7,8667

R2 = 0,9997

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

% Carico

kW

e pot

enza

ele

ttri

ca

• Un primo dato da considerare per valutare la possibilità di utilizzo di questi motori è la percentuale di metano presente nel biogas: i motori Jenbacher sono in grado di lavorare in un range di concentrazione di metano nel biogas che va da un minimo del 38% al 100%.

• Successivamente deve essere valutato il coefficiente di utilizzo di ogni singolo motore. Il primo passo è calcolare l’energia elettrica prodotta da un dato motore, ottenibile dalla seguente formula:

• EE è l’energia elettrica prodotta dal motore [kW];• ηel è il rendimento elettrico del motore;• Qbiogas è la portata di biogas captata dalla rete estrazione [Nm3/h];• PCIbiogas è il potere calorifico inferiore del biogas [kWh/m3].

• Il PCI del biogas è stato calcolato considerando il PCI del metano una volta nota la percentuale di metano presente nel biogas utilizzando la seguente equazione:

• Ogni motore ha un suo costo di acquisto (motore + optional), un consumo di olio, un costo di manutenzione ed un costo di funzionamento.

46

Dimensionamento gruppo Motori

biogasbiogasel QPCIEE

4%4

CHPCIPCI CHbiogas

Da modello teorico

• Il listino prezzi della Jenbacher indica i costi di acquisto dei motori e delle componenti opzionali che verranno coperti dall’azienda entro n anni (nel nostro caso 10 anni) dalla consegna dei motori con un costo di ammortamento finale per ciascun motore calcolabile con la seguente formula:

Dove:• n = anni utili per l’ammortamento;• T = tasso di interesse pari al 65 %;• Cmotore = costo del singolo motore e delle componenti opzionali [€];• C = costo annuo di ammortamento in n anni [€/anno].

47

11

1

n

n

motoreT

TTCC

Dimensionamento gruppo Motori

• può essere calcolato il coefficiente di utilizzo Ui [%] per ogni motore come il rapporto tra l’energia termica del biogas disponibile come media oraria [Nmc/h] in ingresso in riferimento all’anno i-esimo e l’energia termica richiesta dal motore al funzionamento nominale

• Il coefficiente di utilizzo permette al contempo di verificare che il motore considerato sia in grado di lavorare con l’energia termica in ingresso e di determinare il numero di motori che possono essere impiegati nell’anno i-esimo per sfruttare al meglio la portata di biogas in ingresso. Noto il numero di motori all’anno i si può calcolare il tasso di utilizzo di ciascun motore, ipotizzando che la portata in ingresso di biogas si distribuisca uniformemente tra essi.

• Dal tasso di utilizzo di ciascun motore e dai grafici dell’efficienza e della potenza elettrica è possibile ricavare l’energia elettrica prodotta annualmente da ciascun motore espressa in kWh.

• Si potrebbe verificare che la portata in ingresso di biogas non sia completamente utilizzata, quindi si riesegue il calcolo per poter individuare se la portata residua può essere utilizzata da altri motori da combinare con quelli precedentemente scelti.

48

Dimensionamento gruppo Motori

%100

el

ibiogasbiogas

i

EE

QPCIU

Costi MCI

49

JGS 208 JGS 212 JGS 312 JGS 316 JGS 320 JGS 420

VOCE DESCRIZIONE Ver. B21 Ver. B21 Ver. B21 Ver. B21 Ver. B21 Ver. B21

330 kWe 511 kWe 625 kWe 836 kWe1.065 kWe

1.413 kWe

Prezzo (€) Prezzo (€) Prezzo (€) Prezzo (€) Prezzo (€) Prezzo (€)

IMPORTO TOTALE "SALA MACCHINE" 270.000 338.000 377.000 435.000 478.000 689.300OPZIONI

3.xEXTRAPREZZO PER INSTALLAZIONE IN ISO CONTAINER 65 dB(A) a 10 m (3) 97.500 97.500 97.500 97.500

3.xEXTRAPREZZO PER INSTALLAZIONE IN CONTAINER 3 m 65 dB(A) a 10 m (3) 106.900

3.xx CONDIZIONATORE SALA QUADRI CONTAINER 2.900 2.900 2.900 2.900 2.900

1.03.03CL.AIR. INCLUSO MONTAGGIO IN CANTIERE (4) (5) 129.100 139.700 142.200 148.800 163.300 153.000

1.03.03DOPPIO CATALIZZATORE, COMPRESE CAMERE CATALIZZATORE (6) (7) 6.700 8.700 9.900 12.100 16.700 29.700

1.xEXTRAPREZZO PER SISTEMA DI RECUPERO TERMICO DAL BLOCCO MOTORE (8) 28.100 33.300 40.900 45.000 53.300 57.600

1.xx VALVOLE DI BY-PASS GAS DI SCARICO (9) 9.200 9.600 11.800 12.500 16.700 17.400

1.xxx SISTEMA DI RECUPERO TERMICO DAI FUMI (10) 9.000 11.500 16.400 17.500 21.000 26.700

Costi Riferiti al 2003 499.500 578.100 619.600 684.200 644.200 842.300

• Fin dal 1992 le aziende produttrici di EE da fonte rinnovabile avevano delle agevolazioni riguardanti il prezzo dell’energia elettrica venduta al gestore. Infatti, dopo l’introduzione di incentivi tariffari a favore delle fonti energetiche rinnovabili tramite i cd. Cip 6/92 l’ENEL doveva acquistare l’energia prodotta da impianti rinnovabili ad un sovrapprezzo, fissato dal Comitato interministeriale prezzi.

• In Italia l’incentivazione delle energie rinnovabili avviene attraverso lo strumento dei “certificati verdi”, più compatibili con il mutato quadro del mercato “liberalizzato” dell’energia voluto dal D.Lgs. 79/1999 (cd. decreto Bersani). Il prezzo medio del certificato verde del gestore della rete è 8,240 €cent per KWh come da Comunicato GRTN del 27 ottobre 2003 al quale si aggiunge il prezzo riconosciuto alla vendita per l’energia elettrica che è di circa 5 €cent/kWh

• Dunque il prezzo di vendita dell’energia elettrica prodotta è di 13 €cent/kWh (DATI 2003).

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Incentivazioni – Breve storiaQUANTO COSTA IL KW/h ceduto?

Certificati verdiFinanziaria 2008: Le novità sui Certificati verdiCon la Legge 244 del 24 dicembre 2007, dal 1° gennaio è entrata in vigore la Finanziaria 2008, che,

insieme al “Collegato alla Finanziaria 2008” (D.L. 159/07 come modificato dalla legge di conversione 220/07), ha rivoluzionato il meccanismo di incentivazione dei Certificati Verdi introdotto nel 2002. Le nuove norme hanno determinato cambiamenti sostanziali, iniziando dal nuovo valore unitario dei certificati verdi, pari a solo 1 MWh.

Il sistema dei Certificati Verdi è nato con il Decreto Bersani (d.l. 79/99), che ha imposto l’obbligo di immettere una quota di energia elettrica prodotta da impianti ad energie rinnovabili del 2%, a decorrere dall’anno 2001, a tutti gli importatori e produttori di energia elettrica da fonti non rinnovabili e che immettono in rete più di 100 GWhe/anno. Tale obbligo è stato incrementato dello 0,35% dal 2004 al 2006, attestandosi così al 3,05% e, con la nuova finanziaria, dello 0,75% dal 2007 al 2011. Facendo i conti, alla fine del periodo si dovrà arrivare ad una quota obbligatoria del 7,55%. Tale quota rappresenta un valore difficilmente raggiungibile dai produttori da fonte non rinnovabile, costretti quindi ad acquisire CV dai produttori di energia pulita, e darà luogo ad un vigoroso mercato di scambio fra i proprietari degli impianti e gli operatori presenti sul mercato. Ove le trattative dirette non bastassero, è possibile riferirsi all’apposito mercato creato dal Gestore del Mercato Elettrico.

La durata e la diversificazione per fonteIn particolare, la produzione degli impianti alimentati da fonte rinnovabile entrati in esercizio prima del

2008, che abbiano ottenuto la qualifica IAFR (Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili), viene associato un certificato verde ogni MWhe/anno prodotto (in caso di nuova costruzione, rifacimento o riattivazione). I CV vengono emessi, ai fini dei riconoscimenti previsti dal Decreto Bersani, per 12 anni per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio dal 1/4/99 al 31/12/07.Con il nuovo regime, gli impianti a fonte rinnovabile entrati in esercizio dal 2008 a seguito di nuova costruzione, rifacimento o potenziamento, avranno diritto ai Certificati Verdi, della durata di 15 anni, pari al prodotto della produzione netta di energia elettrica da fonti rinnovabili moltiplicata per un coefficiente diverso da fonte a fonte. Gli impianti di potenza inferiore a 1MWe, su richiesta del produttore, possono essere incentivati, in alternativa ai CV, con conto energia specifico per fonte, ovvero tramite una tariffa fissa omnicomprensiva per ogni kWhe prodotto. 51

Finanziaria 2008• Il GSE (Gestore servizi elettrici) ha fissato il prezzo di offerta, per MWh, dei

propri Certificati Verdi per il 2008, così come stabilito dall'articolo 2, comma 148 della Legge n. 244/2007 (Legge Finanziaria 2008).

• L'importo comunicato è pari a 112,88 €/ MWh ed è stato ottenuto, eseguendo la differenza tra i due valori seguenti.

• Il primo valore è il valore di riferimento stabilito dalla Legge Finanziaria 2008 e pari a 180,00 €/ MWh.

• Il secondo valore è dato dal valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica, rilevato nel 2007, così come definito dalla Delibera AEGG n. 24/08 e pari a 67,12 €/ MWh.

• Quindi, riassumendo: 180,00 - 67,12 = 112,88.

Si riporta la legge finanziaria art 2.147. A partire dal 2008, i certificati verdi, ai fini del soddisfacimento della quota

d’obbligo di cui all’articolo 11, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, hanno un valore unitario pari a 1 MWh e vengono emessi dal Gestore dei servizi elettrici (GSE) per ciascun impianto a produzione incentivata di cui al comma 143, in numero pari al prodotto della produzione netta di energia elettrica da fonti rinnovabili moltiplicata per il coefficiente, riferito alla tipologia della fonte, di cui alla tabella 2 allegata alla presente legge, fermo restando quanto disposto a legislazione vigente in materia di biomasse agricole, da allevamento e forestali ottenute nell’ambito di intese di filiera o contratti quadro oppure di filiere corte. 52

Finanziaria 2008Fonte/Tecnologia Eolica per impianti di taglia inferiore a 200

kWCoefficiente 1,0 – €/kWhe 0,3

Fonte/Tecnologia Eolica per impianti di taglia superiore a 200 kWCoefficiente 1,0 – €/kWhe N.A.[1]

Fonte/Tecnologia Eolica offshore Coefficiente 1,1 – €/kWhe N.A. [1]

Fonte/Tecnologia Solare [2]Coefficiente [2] – €/kWhe [2]

Fonte/Tecnologia Geotermica Coefficiente 0,9 – €/kWhe 0,20

Fonte/Tecnologia Moto ondoso e maremotrice Coefficiente 1,8 – €/kWhe 0,34

Fonte/Tecnologia Idraulica Coefficiente 1,0 – €/kWhe 0,22

Fonte/Tecnologia Rifiuti biodegradabili, biomasse diverse da quelle di cui al punto successivo Coefficiente 1,1 – €/kWhe 0,22

Fonte/Tecnologia Biomasse e biogas prodotti da attivita` agricola, allevamento e forestale da filiera corta [3] Coefficiente [3] – €/kWhe [3]

Fonte/Tecnologia Biomasse e biogas di cui al punto precedente, alimentanti impianti di cogenerazione ad alto rendimento, con riutilizzo dell’energia termica in ambito agricolo [3] Coefficiente [3] – €/kWhe N.A.[1]

Fonte/Tecnologia Biomasse e biogas di cui al punto precedente, alimentanti impianti Gas di discarica e gas residuati dai processi di depurazione e biogas diversi da quelli del punto precedenteCoefficiente 0,8 – €/kWhe 0,18

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…e la CO2 evitata?Emissioni in atmosfera

Il biogas è composto mediamente dal 47,67% di CH4 e dal 49,32% di CO2, gas che, emessi in atmosfera, contribuisco all’effetto serra.

L’utilizzo di biogas come combustibile per i motori è una pratica che favorisce la riduzione di tali emissioni.

Il biogas prodotto dalla degradazione dei rifiuti viene in parte captato ed in parte emesso direttamente dal corpo di discarica.

In base al dimensionamento dell’impianto di recupero energetico, quindi in base alla portata che i motori sono capaci di elaborare, il biogas captato viene in parte bruciato dai motori ed in parte emesso in atmosfera. Anche la combustione però contribuisce alla produzione di CO2.

Grazie alla produzione di energia elettrica si ha una riduzione delle emissioni di CO2, infatti, con riferimento alla situazione italiana, per ogni kWh di energia elettrica prodotta è stata stimata una riduzione di 0,551 kg di CO2 (Rapporto Enel, 1999) .

La stima delle emissioni effettuata è calcolata come:

2421 COCHGHEnoncaptato

…e la CO2 evitata?Il biogas captato viene quindi mandato all’impianto di recupero energetico ed utilizzato, ma solo in parte, dai motori, la restante portata di biogas non utilizzata dai motori subisce la combustione in torcia. In base al dimensionamento dell’impianto si avrà un utilizzo del biogas; per i quattro scenari la quantità di emissioni provenienti dalla combustione del biogas è ottenuta dalla seguente equazione:

Le emissioni “evitate” con la produzione di energia elettrica sono 0,551 kg di CO2 per kWh prodotto (GHEevitate).

In base a queste considerazioni le emissioni in atmosfera totali, possono essere calcolate come:

evitateMCInoncaptatototale GHEGHEGHEGHE

422 CHCOCOGHEMCI