UNIVERSITÀ DEGLI STUDI DI PADOVA -...

UNIVERSITÀ DEGLI STUDI DI

FACOLTÀ DI INGEGNERIA

CORSO DI LAUREA

GASSIFICAZIONE

ANALISI COSTRUTTIVA

STUDIO TECNICO

Relatore: Prof.ssa ANNA STOPPATO

Correlatore : Ing. SIMONE MICHELETTO

UNIVERSITÀ DEGLI STUDI DI PADOVA

FACOLTÀ DI INGEGNERIA

CORSO DI LAUREA MAGISTRALE IN INGEGNERIA ENERGETICA

TESI DI LAUREA

GASSIFICAZIONE DELLA BIOMASSA:

ANALISI COSTRUTTIVA DI UN GASSIFICATORE

TECNICO-ECONOMICO DELL'INSTALLAZIONE

Relatore: Prof.ssa ANNA STOPPATO

Correlatore : Ing. SIMONE MICHELETTO

Laureando: RIZZATO DAVIDE

Matricola: 1020438

ANNO ACCADEMICO 2012-2013

PADOVA

IN INGEGNERIA ENERGETICA

BIOMASSA:

GASSIFICATORE DA 45KW E

ECONOMICO DELL'INSTALLAZIONE

Laureando: RIZZATO DAVIDE

Matricola: 1020438

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INDICE

INDICE ....................................................................................................... 3

Capitolo 1 - Introduzione ........................................................................... 7

Capitolo 2 - Biomassa .............................................................................. 11

2.1 Biomasse come combustibile ................................................................................... 11

2.1.1 Biomasse di derivazione vegetale ..................................................................... 13

2.1.2 Biomassa residuale e di derivazione forestale .................................................. 16

2.1.3 Biomassa di derivazione agricola....................................................................... 16

2.1.4 Biomassa da colture energetiche ...................................................................... 17

2.2 Caratteristiche delle biomasse ligno-cellulosiche .................................................... 18

2.3 Lavorazioni preliminari e preparazione del combustibile ........................................ 23

2.3.1 Scelta della cippatrice ........................................................................................ 24

2.4 La qualità del cippato ............................................................................................... 25

2.4.1Il contenuto di fibra ............................................................................................ 25

2.4.2 Materia prima .................................................................................................... 25

2.4.3 Pezzatura del cippato ........................................................................................ 27

2.4.4 Contenuto d’umidità ......................................................................................... 28

2.4.5 Classificazione e standardizzazione ................................................................... 29

2.4.6 Conservazione del cippato ................................................................................ 30

2.4.7 Suscettibilità al deterioramento ........................................................................ 31

2.4.8 Modalità di stoccaggio ....................................................................................... 32

Capitolo 3 – La gassificazione .................................................................. 33

3.1 Il processo di gassificazione ..................................................................................... 33

3.1.1 Pirolisi ................................................................................................................ 34

3.1.2 Gassificazione .................................................................................................... 37

3.2 Gassificazione del char ............................................................................................. 39

3.3 Reazione di shift ....................................................................................................... 40

3.4 Il rapporto di equivalenza ........................................................................................ 43

3.5 Rendimento del processo di gassificazione ............................................................. 45

3.6 Impiego e caratteristiche del syngas ........................................................................ 49

4

3.7 Tar e sua rimozione .................................................................................................. 51

3.7.1 Eliminazione del tar ........................................................................................... 52

3.7.2 Metodi primari ................................................................................................... 52

3.7.3 Cracking catalitico .............................................................................................. 54

3.7.5 Cracking termico ................................................................................................ 55

3.7.4 Metodi secondari ............................................................................................... 56

Capitolo 4 – I gassificatori ....................................................................... 57

4.1 Tipologie di gassificatori ........................................................................................... 57

4.2 Gassificatori a letto fisso .......................................................................................... 59

4.2.1 Gassificatori a letto fisso Downdraft ................................................................. 60

4.2.2 Gassificatori a letto fisso updraft (controcorrente) .......................................... 62

4.2.4 Problematiche comuni ...................................................................................... 65

4.3 Gassificatori a letto fluido ........................................................................................ 66

4.3.1 Gassificatori a letto fluido bollente (BFB) .......................................................... 68

4.3.2 Gassificatori a letto fluido circolante (CFB) ....................................................... 70

4.3.3 Gassificatori a letto fluido trascinato ................................................................ 72

4.3.4 Gassificatori dual bed ........................................................................................ 73

4.3.5 Problematiche comuni ...................................................................................... 74

Capitolo 5 – Analisi costruttiva gassificatore da 45 kWe .......................... 77

5.1 Layout impianto ....................................................................................................... 78

5.1.1 Trattamento e carico cippato ............................................................................ 78

5.1.2 Essiccatore ......................................................................................................... 79

5.1.3 Vaglio ................................................................................................................. 79

5.1.4 Serbatoio di stoccaggio...................................................................................... 81

5.2 Modulo gassificatore ................................................................................................ 83

5.2.1 Caricatore cippato ............................................................................................. 85

5.2.2 Reattore ............................................................................................................. 86

5.2.3 Scambiatori di calore ......................................................................................... 89

5.2.4 Filtro ................................................................................................................... 91

5.2.5 Sistema scarico ceneri ....................................................................................... 93

5.2.6 Recuperatore a post-combustione .................................................................... 94

5.2.7 Filtro secondario di sicurezza ............................................................................ 96

5

5.3 Circuiti ausiliari gassificatore .................................................................................... 97

5.3.1 Circuito idraulico ................................................................................................ 97

5.3.2 Quadro elettrico ................................................................................................ 98

5.3.3 Circuito pneumatico .......................................................................................... 99

5.3.4 Circuito aria alimentazione reattore ................................................................. 99

5.3.5 Tubo scarico esterno e torcia .......................................................................... 100

5.4 Dispositivi di emergenza ........................................................................................ 100

5.5 Cogeneratore.......................................................................................................... 102

5.5.1 Motore a combustione interna ....................................................................... 102

5.5.2 Generatore elettrico ........................................................................................ 105

5.5.3 Quadro elettrico .............................................................................................. 106

5.6 Materiali impiegati ................................................................................................. 107

5.7 Parametri di funzionamento dell’impianto ............................................................ 108

5.7.1 Temperature gassificatore .............................................................................. 109

5.7.2 Pressioni ........................................................................................................... 110

5.8 Circuito di recupero termico ed utilizzazione ........................................................ 112

Capitolo 6 – Pratiche realizzative e incentivazione ................................ 115

6.1 Autorizzazione comunale (SCIA) ............................................................................ 115

6.2 Qualifica IAFR ......................................................................................................... 118

6.3 Denuncia di officina elettrica – dogane ................................................................. 120

6.4 Domanda di connessione ENEL .............................................................................. 122

6.5 Autorizzazione VVFF ............................................................................................... 130

6.6 Tariffa incentivante ................................................................................................ 135

6.6.1 Incentivazione impianti a biomasse ................................................................ 136

6.6.2 Premi incentivanti ............................................................................................ 145

6.6.3 Introduzione CAR ............................................................................................. 147

6.6.4 Calcolo CAR cogeneratore 45 kWe .................................................................. 163

6.7 Calcolo economico cogeneratore .......................................................................... 166

Capitolo 7 – Conclusioni ........................................................................ 173

Bibliografia ........................................................................................... 176

Ringraziamenti ...................................................................................... 179

7

Capitolo 1 - Introduzione

La biomassa, comprendendo tutta la materia organica, vegetale o animale è la fonte

energetica più utilizzata nella storia, a cominciare dal cibo per il nostro sostentamento

fino al legno e all’olio, utilizzati per scaldare, illuminare e forgiare metalli.

E’ stato l’eccessivo sfruttamento della biomassa tra le più preziose, il legno,

nell’Inghilterra edl XVII secolo ad aprire la strada a biomasse fossilizzate nel sottosuolo

“sporche e difficili da estrarre”. Da allora lo sfruttamento delle fonti fossili di varia

natura è stato un continuo incremento, anche se ogni qual volta ci risiano state penurie

temporanee di combustibili fossili si è tornati alle biomasse come alternativa. Un

esempio è il periodo prebellico italiano degli anno ’30- ’40 quando la scarsità di carbone

di produzione tedesca portò a soluzioni ingegnose per l’uso delle biomasse applicato alle

tecnologia più moderne. Un esempio emblematico è quello delle “corriere e camion a

legna”, dotate di gasogeni a legna, che producevano il gas necessario ad alimentare i

motori a scoppio degli automezzi al posto della benzina (fig 1.1).

Figura 1.1 Veicolo alimentato da gasogeno

I primi esperimenti di questa tecnologia, detta pirolisi, erano stati condotti nel XIX

secolo in conseguenza alla diffusione delle lampade a gas, riuscendo a produrre un gas di

sintesi, detto appunto syngas, sia dal carbone che dalle biomasse. L’impulso fornito dalla

scarsità di combustibili liquidi durante la seconda guerra mondiale sposto la ricerca

verso soluzioni alternative quali la gassificazione appunto, che a differenza della pirolisi

8

vera e propria avviene in presenza di ossigeno.

Da allora fino all’epoca attuale questa tecnologia è rimasta in sordina, messa in secondo

piano dal petrolio e derivati.

Il sistema più semplice per produrre energia elettrica da biomasse consiste nell’impiego

di queste come alimentazione per le caldaie di impianti funzionanti con ciclo a vapore,

come le tradizionali centrale termoelettriche.

La gassificazione è un sistema alternativo, più raffinato e razionale per sfruttare l’energia

chimica delle biomasse. I gassificatori sfruttano la dissociazione molecolare, definita

pirolisi, usata per convertire direttamente i materiali organici in gas, appunto, mediante

riscaldamento in presenza di ridotte quantità di ossigeno: essi sono completamente

distrutti scindendone le molecole, generalmente lunghe catene carboniose, in molecole

più semplici di monossido di carbonio, idrogeno e metano, che formano un "gas di

sintesi" (syngas). A differenza dei pirolizzatori, i quali attuano la pirolisi in senso stretto,

ovvero in totale assenza di ossigeno, i gassificatori operando invece in presenza di

piccole quantità di tale elemento producono anche una ossidazione parziale i

gassificatori possono considerarsi come una tecnologia intermedia tra l'incenerimento e

la pirolisi propriamente detta.

Per le biomasse, l'energia imprigionata attraverso la fotosintesi clorofilliana in tali

sostanze organiche può così essere liberata o bruciando il gas di sintesi (syngas) in una

caldaia per sfruttarne il calore o alimentare una turbina a vapore, o usandolo come

combustibile per motori a scoppio, o da usare poi in pile a combustibile per produrre

elettricità.

Il lavoro di studio, è stato rivolto all’analisi della tecnologia sotto vari aspetti: dalla

biomassa impiegata come combustibile, all’analisi teorica del processo della

gassificazione. Vengono descritte le attuali tecnologie disponibili, con le relative

problematiche. Gran parte della trattazione è in fine focalizzata su una dettagliata analisi

di un impianto cogenerativo a gassificazione, installato e funzionante. Particolare

attenzione è rivolta verso gli aspetti tecnici e costruttivi che permettono ai costruttori

della macchina di garantire un funzionamento continuativo prolungato, vero punto di

forza dell’impianto in questione rispetto alla concorrenza.

Anche se l’uso della gassificazione delle biomasse per la produzione elettrica è tra i

processi più puliti ed efficienti, è comunque possibili migliorarne ulteriormente

9

l’efficienza complessiva con lo sfruttamento del calore residuo, realizzando così un

sistema cogenerativo che permette un notevole risparmio di energia primaria.

Il risparmio energetico rappresenta senza dubbio il mezzo più rapido, efficace ed

efficiente in termini di costo per ridurre le emissioni di gas ad effetto serra e per

migliorare la qualità dell’aria, in particolare nelle regioni densamente popolate.

Tale affermazione evidenzia quanto il risparmio energetico sia uno degli strumenti di più

rapido impatto nella lotta su larga scala all’inquinamento. Non solo, esso può costituire

certamente un valido contributo al contenimento dei prezzi dell’energia e alla riduzione

della dipendenza energetica italiana dall’estero. Nell’ottica del risparmio energetico si

muove la cogenerazione. Quest’ultima è, allo stato attuale, una delle modalità di

produzione dei vettori energetici per usi finali più efficiente; permette, infatti, di

produrre contemporaneamente energia elettrica e calore sfruttando in maniera ottimale

l’energia primaria contenuta nel combustibile.

Figura 1.2 Prezzi combustibili riferiti ad 1 litro equivalente di gasolio

In virtù di questa peculiarità, il Parlamento Europeo ha riconosciuto l’importanza della

cogenerazione ai fini del raggiungimento degli obiettivi del Protocollo di Kyoto e ha

10

incluso tra le proprie priorità la definizione di normative volte a favorire la diffusione

progressiva di un’efficace produzione combinata di energia elettrica e calore.

L’attenzione è rivolta principalmente su impianti di piccola taglia distribuiti nel territorio,

favorendo così i combustibili, biomasse in questo caso, da “filiera corta”, limitando così il

costo (fig. 1.2) e le conseguenze dovute al trasporto. Con una produzione di

energia distribuita si elimina lo squilibrato rapporto tra produttore e consumatore, che si

struttura in poche grandi centrali al servizio di molte utenze, che sono comunque

oggetto di critiche e contrasti. Vengono limitati i problemi dovuti al trasporto e

distribuzione dell’energia, quali l’impatto ambientale e l’autosufficienza di regioni

remote, inoltre accresce la responsabilità dell’utente finale riguardo il risparmio

energetico e la salvaguardia dell’ambiente.

Nella parte conclusiva del lavoro, viene analizzato l’impianto descritto sotto l’aspetto

economico e autorizzativo, che risulta essere di fondamentale importanza, come in ogni

investimento e ne determina la fattibilità o meno.

Attualmente nel mondo sono installati un gran numero di impianti di gassificazione a

biomassa, molti dei quali di piccola taglia, situati presso aree rurali ed operanti in sistemi

elettrici ad “isola”. Anche se la maggior parte di questi non rappresentano l’apice della

tecnologia ad oggi disponibile, contribuiscono ad aumentare l’esperienza e il know how

sulla gassificazione.

L’ultimo capitolo è dedicato alle conclusioni. Per valutare il lavoro svolto e fornire un

giudizio sul caso esaminato sono stati considerati tutti gli aspetti emersi nei vari capitoli

sia quelli tecnologici che economici, comprese tutte le problematiche.

La gassificazione della biomassa, seppure in molteplici occasioni abbia portato ad una

serie di problematiche legate alla sua implementazione tecnica, dispone anche di

molteplici casi concreti che testimoniano che è realizzabile, affidabile e vantaggiosa sia

per l’ambiente che economicamente.

11

Capitolo 2 - Biomassa

Le fonti energetiche rinnovabili provenienti dal settore agro-forestale oggi riscuotono

grande attenzione sia da parte della autorità che dall’opinione pubblica. Nel caso in

esame, l’utilizzo della biomassa è rivolto alla gassificazione, quindi la filiera della

biomasse ligno-cellulosiche sarà l’oggetto principale della trattazione.

Vengono introdotti i vari tipi di biomassa, proprietà e problematiche del loro

sfruttamento attraverso la gassificazione, vantaggi dal punto di vista ambientale e come

fonte energetica rinnovabile. Vengono introdotti i parametri necessari a identificare

l’idoneità o meno della biomassa e per realizzare un confronto attraverso una

classificazione oggettiva.

2.1 Biomasse come combustibile

Con il termine “biomassa” ci si riferisce ad una gran quantità di materiali di natura

estremamente eterogenea. Con alcune eccezioni, si può dire che è biomassa tutto ciò

che ha matrice organica. Sono da escludere le plastiche e i materiali fossili, che, pur

rientrando nella chimica del carbonio, non hanno nulla a che vedere con la

caratterizzazione, che qui interessa, dei materiali organici. La biomassa rappresenta la

forma più sofisticata di accumulo dell’energia solare (fig. 2.1). Questa, infatti, consente

alle piante di convertire la CO2 atmosferica in materia organica, attraverso il processo di

fotosintesi, durante la crescita. In questo modo, vengono fissate complessivamente circa

2·1011 tonnellate di carbonio all’anno, con un contenuto energetico dell’ordine di 70·10 3

Mtep. La biomassa, attraverso il processo della fotosintesi, cattura la radiazione solare e

la trasforma in energia chimica; essa costituisce quindi una risorsa rinnovabile ed

inesauribile, se opportunamente utilizzata, per la produzione di altre forme di energia.

La biomassa utilizzabile ai fini energetici consiste in tutti quei materiali organici che

possono essere utilizzati direttamente come combustibili, ovvero trasformati in

combustibili solidi, liquidi o gassosi [6, 8].

Delle biomasse fanno quindi parte :

12

• i sottoprodotti delle produzioni erbacee, arboree e delle prime lavorazioni

agroindustriali;

• i sottoprodotti delle operazioni forestali, per il governo dei boschi e per la

produzione di legname da opera, e delle prime lavorazioni del legno o altro

(residui dei tagli dell'erba, delle foglie, etc.);

• le colture (arboree ed erbacee) destinate specificatamente alla produzione di

biocarburanti e biocombustibili;

• i reflui zootecnici destinati alla produzione di biogas;

• la parte organica dei rifiuti urbani;

• i residui inutilizzabili di produzioni destinate all'alimentazione umana o animale

(pule dei cereali, canna da zucchero ecc).

A causa della grande varietà delle biomasse (cui corrisponde la varietà delle

caratteristiche chimico-fisiche), non esiste un’unica tecnologia per trasformare

l’energia contenuta in energia utilizzabile. Nel seguito di questo capitolo, si cerca

quindi di descrivere le biomasse, le loro caratteristiche e i metodi di utilizzo in un

quadro generale [7].

Figura 2.1 Ciclo biomasse vegetali

13

2.1.1 Biomasse di derivazione vegetale

È necessario, però, sottolineare che le biomasse sono potenzialmente rinnovabili: se

l'approvvigionamento di una centrale a biomasse è assicurato dal disboscamento di una

foresta, non si tratta ovviamente di una risorsa rinnovabile. Se, invece, si attrezza una

certa area a piantagione colturale in modo che questa fornisca ogni anno la quantità di

biomassa necessaria alla centrale, allora si ha a che fare con una risorsa rinnovabile. Se si

utilizzano scarti della lavorazione del legno, oppure sottoprodotti colturali, ramaglie

raccolte dalla pulizia e dalla manutenzione dei boschi o reflui zootecnici, non solo si ha a

che fare con una risorsa rinnovabile, ma si contribuisce anche al riutilizzo di

sottoprodotti e scarti che, nella maggior parte dei casi, sarebbero conferiti in discarica o

anche bruciati senza alcun controllo delle emissioni. La valutazione della sostenibilità

ambientale, invece, deve tener conto non solo della provenienza della materia prima,

ma anche delle implicazioni del suo utilizzo a fini energetici. Ad esempio, la rimozione di

residui agricoli dovrebbe essere soppesata valutando, oltre ai benefici della bioenergia,

anche le pratiche agricole (ad esempio, la combustione a bordo campo) e la rimozione di

nutrienti dal suolo (che poi devono essere reintegrati con l’applicazione di fertilizzanti).

Questa prima definizione di biomassa contiene implicitamente il concetto di fonte

rinnovabile, in quanto esclude tutte le biomasse fossilizzate e derivati, i cui tempi di

formazione, dell’ordine dei milioni di anni, non sono comparabili con i tempi di

sfruttamento della risorsa, ben più rapidi considerando l’attuale tasso di consumo.

Il contenuto in carbonio originario delle biomasse deriva da processi di fotosintesi

vegetale, ovvero quella reazione biologica tramite la quale le piante trasformano la luce

solare, l’acqua e l’anidride carbonica in carboidrati e ossigeno, secondo la formula:

�� + �� + �� = ��(��)� + �� (2.1)

Attraverso la clorofilla, ovvero il pigmento verde che ricopre le foglie, la radiazione

solare incidente attiva un meccanismo di conversione chimica che coinvolge

fondamentalmente la reazione fra la CO2 presente nell’aria e l’acqua assorbita

attraverso le radici dal terreno per formare i composti organici che poi andranno a

costituire la struttura della pianta [6].

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Considerando che il composto organico sinterizzato è il glucosio (C6H12O6), la relazione

sopra riportata diventa la seguente, e schematizza il meccanismo della fotosintesi:

6�� + 6�� + �� = �� + 6�� (2.2)

Il meccanismo reale è chiaramente molto più complesso e comporta una serie di

reazioni successive dove il glucosio viene convertito in molecole più complesse quali

cellulosa,lignina,oli,proteine ecc..

Al fine del ciclo di vita, per decomposizione naturale o mediante processi di

combustione, i vegetali restituiscono all’ambiente l’energia e le sostanze immagazzinate

nella fase di crescita.

Tale reazione è descritta invertendo la precedente formula, dove l’energia solare diventa

energia termica ceduta all’ambiente, nel caso di sfruttamento tramite combustione.

Nel complesso, quindi, l’utilizzo energetico delle biomasse consente di attivare un

circuito chiuso alimentato dalla radiazione solare, e con emissioni di CO2 globalmente

nulle. Nella realtà, come per qualunque altra energia rinnovabile, è opportuno

considerare nel bilancio finale anche la quota di energia primaria e le emissioni che

competono nelle fasi di raccolta, trasporto e conversione.

Le piante e i vegetali in genere convertono l’energia solare operando con un

“rendimento” alquanto modesto. Nello specifico il processo di fotosintesi si compone di

una complessa catena di trasformazioni, ciascuna caratterizzata da una propria

efficienza.

Partendo dall’origine del processo, non tutta la radiazione solare è efficace e sfruttabile

dal meccanismo della fotosintesi, ma solamente la così detta PAR (photosynthetic active

radiation), cioè la frazione di radiazione con lunghezze d’onda comprese tra 0,4 e 0,7

μm, che costituisce all’incirca il 50% dell’intera radiazione solare incidente al suolo.

Considerando che normalmente un 20% dalle radiazione viene riflessa dalle superficie

delle foglie, si può concludere che solo il 40% circa della radiazione solare risulta

pertanto effettivamente a disposizione del processo di fotosintesi.

Analizzando questo processo dal punto di vista termodinamico si trovano i limiti e

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l’efficienza intrinseca del processo di fotosintesi; valori massimi di conversione della

radiazione solare sono sull’ordine del 30%, il restante 70% è costituito dalle perdite .

Considerando tutte le efficienze relative ai vari step del processo e togliendo un 40%

dell’energia prodotta dalla fotosintesi che viene direttamente consumata dalla pianta

stessa, si ricava il rendimento teorico limite di conversione del processo di fotosintesi

con un valore pari a circa il 7%.

Il sopracitato rendimento limite teorico è relativo alle specie più efficienti, quali culture

arboree di tipo annuale, mentre per le specie idonee al processo energetico esaminato

in questa trattazione, quali conifere e latifoglie in genere, tale rendimento limite si

attesta sul 3,5%.

Tale limite teorico, è raramente raggiunto nella realtà, per cause relative alla variabilità

della radiazione solare, temperature, disponibilità di acqua e nutrimenti; il rendimento

effettivo del processo di fotosintesi è molto inferiore e si attesta attorno a valori dello

0,15 – 0,25%.

L’energia solare media annua incidente su un piano orizzontale alle nostre latitudini

ammonta a circa 4-5 kWh/m2anno, corrispondenti a circa 1250-1500 tep/ha anno .

Considerando il rendimento teorico massimo di fotosintesi (7%), l’energia accumulata

sotto forma di sostanza organica risulterebbe pari a 90 - 110 tep/ha anno,

corrispondenti ad un accrescimento di circa 210 – 250 t/ha anno in termini di sostanza

secca.

Nella pratica, la produzione di sostanza secca si attesta su valori di circa 5 – 10 t/ha

anno, corrispondenti pertanto a rendimenti dell’ordine di 0,15 – 0,5%.

In merito alle potenzialità di sfruttamento delle biomasse per usi energetici, una prima

valutazione di carattere generale può essere effettuata tenendo conto che sulla terra

viene fissato annualmente attraverso la fotosintesi l’equivalente di circa 200 miliardi di

tonnellate equivalenti di carbonio, corrispondenti a circa 72 Gtep, circa 6 volte il

consumo mondiale lordo di energia. Evidentemente tale valore rappresenta un

potenziale puramente teorico e peraltro non raggiungibile [5].

Partendo da questi presupposti, possono considerarsi come principali tipologie di

biomassa impiegate nel processo di gassificazione le seguenti :

• Residui forestali, legna da ardere, prodotti ligno-cellulosici vergini.

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• Residui agroindustriali, agricoli, artigianali,industriali e civili (per esempio :

paglie,vinacce, gusci di frutta secca, sansa di olive, lolla di riso ecc.).

• Colture energetiche dedicate (Short Rotation Forest).

La principale differenza tra l’impiego di residui di lavorazione o materiale vergine quale

proveniente da colture energetiche è costituita dal loro costo. I residui, essendo

principalmente prodotti di scarto dell’industria e dell’agricoltura comportano un costo

legato al loro smaltimento, costo che può essere valorizzato se impiegati in un processo

energetico come la gassificazione. Chiaramente costi di movimentazione e trasporto

sono sempre presenti. Per quanto riguarda l’impiego di materiale derivante da colture

energetiche o dallo sfruttamento boschivo, a questo è sempre associato un consumo di

energia primaria legato alla coltivazione, raccolta, trasporto, lavorazione, e quindi dei

costi aggiuntivi che devono essere presi in considerazione. Costi facilmente calcolabili

nel caso di coltivazioni energetiche, ma con molte variabili per lo sfruttamento di residui

agro-forestali, dove l’elevata distribuzione spaziale della risorsa, e la bassa densità

volumetrica li possono far lievitare facilmente [6].

2.1.2 Biomassa residuale e di derivazione forestale

La biomassa forestale che si presta alla gassificazione è costituita sia dal legno vergine,

cioè da piante abbattute per tale scopo, che da residui di lavorazione della filiera del

legno. Ramaglia, corteccia, bordature e scarti possono essere valorizzati in tale processo.

I costi e il potenziale i questa risorsa non sono di facile stima, in quanto sono

direttamente influenzati dalla delocalizzazione della risorsa, dalle difficoltà legate alla

raccolta, trasporto e stoccaggio, ed inoltre all’eterogeneità della materia prima stessa.

Attualmente, oil cippato di legna è il combustibile principale per gli impianti di

gassificazione installati, principalmente impianti di medio-piccola potenza situati nelle

immediatezze dei luoghi di raccolta del legname[6].

2.1.3 Biomassa di derivazione agricola

Il questa categoria vengono considerati sia i residui derivanti dalla raccolta di prodotti

agricoli, che scarti di tipo agro-industriale. I sottoprodotti agricoli, quali paglie, stocchi di

mais, ramaglie da potatura, costituiscono una notevole frazione rispett

netto raccolto, però di norma sono altamente dispersi, implicando costi di raccolta e

trasporto notevoli. Attualmente la valorizzazione energetica di tali prodotti attraverso la

gassificazione non è molto sviluppata, anche a causa delle probl

comporta : l’alto contenuto di ceneri , il

non pochi problemi nel reattore e compromettono la continuità del funzionamento.

Tabella

Diversamente, i sottoprodotti agro

olive, bagasse, li ritroviamo concentrati in notevoli quantità presso le aziende

produttrici, dove costituiscono un

costi. In qualche caso questi vengono smaltiti attraverso una semplice combustione per

produrre essenzialmente calore. La valorizzazione in cogenerazione di questi scarti,

attraverso un impianto a gassi

vantaggio dato dall’immediata disponibilità del combustibile

2.1.4 Biomassa da colture energetiche

Per colture energetiche vengono considerate tutte le sostanze vegetali coltivate

esclusivamente ai fini della produzione energetica. Il principale vantaggio di queste

colture consiste nel fatto che è possibile programmare in modo dettagliato, le quantità

prodotte, i tempi necessari alla produzione e raccolta, ma soprattutto i costi. Essendo

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mais, ramaglie da potatura, costituiscono una notevole frazione rispett



gassificazione non è molto sviluppata, anche a causa delle problematiche che questo

: l’alto contenuto di ceneri , il basso punto di fusione di quest’ultime creano


Tabella 2.1 Caratteristiche ceneri biomasse legno-cellulosiche

Diversamente, i sottoprodotti agro-industriali come gusci di noci, lolla di riso, sanse di


produttrici, dove costituiscono un residuo che necessita di smaltimento, con i relativi



attraverso un impianto a gassificazione,risulta essere la più fattibile, sfruttando il

ediata disponibilità del combustibile [9].

Biomassa da colture energetiche


e ai fini della produzione energetica. Il principale vantaggio di queste



mais, ramaglie da potatura, costituiscono una notevole frazione rispetto al prodotto



ematiche che questo

basso punto di fusione di quest’ultime creano


industriali come gusci di noci, lolla di riso, sanse di


residuo che necessita di smaltimento, con i relativi



ficazione,risulta essere la più fattibile, sfruttando il


e ai fini della produzione energetica. Il principale vantaggio di queste



18

delle coltivazioni, avremmo sicuramente dei costi ulteriori che andranno a sommarsi alle

spese di raccolta e trasporto, realizzando così dei prezzi superiori rispetto ad altri tipi di

biomassa, con la certezza però che quest’ultimi sono poco variabili nel tempo e

facilmente stimabili.

Le colture energetiche più idonee al processo della gassificazione sono costituite dalle

Short Rotation Forestry (SRF) di tipo legnoso, cioè da specie forestali perenni con alto

tasso di accrescimento. Queste specie vengono piantate con schemi e procedure idonei

all’impiego di macchinari sia durante la fasi di accrescimento che di raccolta. Le specie di

tipo legnoso più idonee sono : il pioppo, il salice, l’eucalipto e la robinia; permettono cicli

di taglio che variano da 1 a 4-5 anni. Sono volutamente trascurate le colture energetiche

di specie erbacee perché oltre a comportare dei costi superiori nella fase di coltivazione,

forniscono una biomassa con alto contenuto di ceneri che, come riportato in

precedenza, causa dei problemi non indifferenti al processo di gassificazione.

2.2 Caratteristiche delle biomasse ligno-cellulosiche

Le biomasse ligno-cellulosiche, sia residuali sia derivanti da coltivazione energetiche,

come descritto in precedenza, venivano utilizzate essenzialmente per alimentare caldaie

e generatori di vapore in sostituzione ai combustibili fossili convenzionali. Ad oggi

invece, l’impiego di tali biomasse in processi di gassificazione consente di ottenere dei

molta più flessibilità nel funzionamento e migliori efficienze.

Ai fini dell’impiego in un processo di combustione o gassificazione, le caratteristiche

chimico-fisiche più importanti delle biomasse sono l’umidità e il potere calorifico, per

quanto possano essere di non trascurabile importanza anche i tenori di ceneri, cloro,

azoto, zolfo e il volume specifico. L’umidità e il potere calorifico, oltre ad essere

strettamente correlati tra di loro, assumono anche un ruolo determinante ai fini

dell’effettiva valorizzazione energetica ed economica delle biomasse in quanto

condizionano fortemente i costi di raccolta, trasporto e movimentazione da un lato e il

rendimento del processo di gassificazione dall’altro.

19

Figura 2.2 Processo di essicazione con diverse variabili

In figura è rappresentato il processo di essicazione naturale della legna da ardere : (A)

tronchi lasciati sul piano di taglio all’aria libera per 6 mesi; (B) stoccaggio sotto tettoia

dei legni dopo 3 mesi di giacenza sul piano di taglio; (C) stoccaggio sotto tettoia di

ciocchi da 33cm preparati dopo 3 mesi di giacenza sul piano di taglio; (D) stoccaggio

sotto tettoia di ciocchi da 33cm pezzati subito dopo il taglio in bosco [9].

L’umidità della biomassa esprime il suo contenuto di acqua e può essere riportata sul tal

quale oppure sul secco. Se si indica con ma la massa d’acqua e con ms la massa di

sostanza secca, il tenore di umidità U(oppure M) sul tal quale è definito come :

� = �� (2.3)

ed assume valori compresi tra zero e uno. Il tenore di umidità Uo (oppure u) sul secco

invece è definito come :

�� = �� (2.4)

ed assume valori compresi tra zero e infinito.

Poiché in una biomassa il componente utile dal punto di vista energetico è costituito

dalla frazione secca (l’unica caratterizzata da un potere calorifico) mentre l’acqua

rappresenta di fatto un componente indesiderato, può essere utile definire il rapporto

20

Rm fra la massa della biomassa tal quale e la massa di sostanza secca. Tale rapporto è

rappresentativo dell’incremento dei quantitativi di biomassa tal quale da raccogliere,

trasportare e stoccare per unità di sostanza secca, che rappresenta di fatto la frazione

utile dal punto di vista energetico. Questa informazione risulta di fondamentale

importanza in quanto i costi di raccolta, trasporto e stoccaggio delle biomasse sono una

frazione considerevole dei costi totali di approvvigionamento essendo dell’ordine del 20

-40 % nel caso di biomasse provenienti da coltivazioni energetiche, e praticamente il

100% nel caso di biomasse residuali. Il rapporto Rm è così definito:

�� = �� = 1 + �� = �

�� (2.5)

Come evidenziato dalle relazioni precedenti, in corrispondenza di una umidità del 50-

55% (valore tipico alla raccolta per molte varietà legnose) il rapporto Rm è circa pari a 2,

mentre per biomasse di nature erbacea con umidità alla raccolta attorno all’ 80% , il

rapporto Rm è pari a 5.

Secondo quanto stabilito dalle normative (si veda per esempio la norma UNI 9017 che

individua le modalità per la determinazione delle caratteristiche energetiche della legna

da ardere), la determinazione dell’umidità si effettua attraverso il metodo gravimetrico,

pesando un campione di biomassa tal quale e introducendolo in una stufa ventilata e

termostatata a 103°C ( +/- 2°C). La quantità d’acqua evaporata, e quindi l’umidità sul tal

quale si valuta misurando l differenza di peso iniziale mI e quella finale mF :

� = !"�!#!" (2.6)

Un altro parametro fondamentale è costituito dal potere calorifico della biomassa in

esame. Il potere calorifico viene valutato a partire dalla biomassa secca mediante

l’ausilio di un calorimetro, nel quale avviene la combustione di un campione di massa

nota. Il calorimetro fornisce il valore dell’energia termica liberata dalla combustione

attraverso la misura del calore di raffreddamento dei gas combusti fino alla temperatura

do 25°C. Ovviamente con questo procedimento viene misurato il potere calorifico

superiore della biomassa espresso su base secca (PCS0), in quanto viene recuperato

anche parte del calore latente di condensazione del vapore contenuto nei fumi. Valori

21

tipici del potere calorifico superiore per la maggioranza delle biomasse secche sono

compresi fra 19 e 22 MJ/kg.

Ai fini pratici, la condensazione dei fumi di combustione è di norma evitata, per cui

risulta più interessante definire il potere calorifico inferiore (PCI), che viene valutato

sottraendo al potere calorifico superiore il calore di condensazione dell’acqua. Per un

dato valore del PCS0, il potere calorifico inferiore sul secco si calcola a partire dal calore

di condensazione dell’acqua r e dalla frazione di massa di idrogeno H nella biomassa

secca :

$�%& = $�'& − 9 ∙ � ∙ (2.7)

essendo il quantitativo d’acqua prodotto pari a 9 volte il quantitativo di idrogeno

presente nel combustibile. Poiché il tenore di idrogeno nelle biomasse legnose è

dell’ordine del 5-7% e il calore di condensazione è pari a circa 2,4 MJ/kg, la differenza tra

il potere calorifico inferiore e quello superiore è dell’ordine di 1-1,5 MJ/kg. Valori tipici

del potere calorifico inferiore su base secca sono solitamente dell’ordine di 18-20 MJ/kg.

L’energia effettivamente utilizzabile dal punto di vista pratico, non è il potere calorifico

inferiore sul secco (PCI0) ma il potere calorifico sul tal quale (PCI). Valore facilmente

ricavabile tenendo conto che l’energia chimica relativa alla massa di sostanza tal quale

(secco + acqua) è data dall’energia chimica della sostanza secca diminuita del calore di

vaporizzazione dell’acqua che, come illustrato precedentemente, non viene recuperato :

(+, + +-) ∙ $�% = +- ∙ $�%& − +, ∙ (2.8)

ovvero:

$�% = (1 − �) ∙ $�%& − � ∙ = $�%& − � ∙ ($�%& + ) (2.9)

La relazione precedente mostra come il potere calorifico inferiore di una biomassa,

diminuisca linearmente con l’aumento della sua umidità, fino ad annullarsi del tutto per

valori di umidità dell’ordine del 88-90%. In pratica , la combustione di biomasse con

valori di umidità superiori al 65-70% non è in grado di sostenersi, e pure nel processo di

gassificazione l’eccesiva umidità della biomassa provoca lo stesso effetto nella fase di

pirolisi, come verrà spiegato.

22

L’umidità ha quindi un effetto molto rilevante nei confronti del potere calorifico. Con

riferimento ad un potere calorifico sul secco di circa 18-19 MJ/kg, con un’umidità del 10-

15% (tipica del legno stagionato/essiccato) corrisponde un potere calorifico sul tal quale

di circa 15-16 MJ/kg, mentre una umidità del 50-55% (tipica del legno fresco appena

tagliato) comporta un potere calorifico inferiore di circa 7-8 MJ/kg.

A tal proposito può essere utile esprimere il rapporto RH fra i citati valori del potere

calorifico :

�. = /01/012 = 1 − � ∙ 31 + 4

/0125 (2.10)

La frazione di energia RE che può essere effettivamente utilizzata nel processo di

combustione di una biomassa umida vale pertanto:

�6 = (�� )∙/01��∙/012 = �7 ∙ �. = �

�� ∙ 81 − � ∙ 31 + 4/01259 (2.11)

Il rapporto energetico RE diminuisce al crescere dell’umidità, ma diminuisce di meno di

quanto non indichi la diminuzione del potere calorifico (diminuzione espressa dal

rapporto RH) in relazione all’aumento della massa (ovvero del rapporto RM). Il

complemento a uno del rapporte RE rappresenta la frazione energia RP effettivamente

persa nel processo di combustione, nel caso della gassificazione, questa perdita è

presente in corrispondenza dalla pirolisi del combustibile.

Figura 2.3 Andamento PCI-umidità

23

Ai fini della gassificazione delle biomasse assume notevole importanza anche il tenore di

ceneri, ovvero la frazione sul tal quale di materiale inorganico (sostanza non

combustibile) che si ritrova come residuo alla fine del processo di gassificazione o in

qualsiasi combustione. Elevati valori del tenore di ceneri determinano una riduzione del

potere calorifico, un aumento dei costi di smaltimento e maggiori problemi legati alla

possibile formazione di incrostazioni, intasamenti, erosioni all’interno del reattore. Il

tenore di ceneri si misura subito dopo la misura dell’umidità, ovvero a partire dalla

sostanza secca. Il campione di biomassa secca viene macinato finemente (circa 1 mm ) e

introdotto in un forno termostatato a 750°C al fine di ottenerne la completa

combustione. Alla fine del processo, la massa residua rappresenta il contenuto si ceneri

del campione analizzato. Il contenuto di ceneri su base secca è solitamente compreso fra

lo 0,5% e l’1,5%, anche se, come nel caso delle paglie, può arrivare a valori del 10-15%.

Risulta inoltre molto importante valutare la temperatura di fusione delle ceneri, che di

solito si attesta su valori dell’ordine di 1200-1250°C, se vi sono ceneri con basso punto di

fusione può presentarsi il fenomeno dello slag: dove le ceneri fuse, quando giungono in

zone più fredde del reattore danno luogo a depositi solidi e incrostazioni .

2.3 Lavorazioni preliminari e preparazione del combustibile

Per le biomasse utilizzate come combustibile nel processo di gassificazione, quindi

principalmente biomasse ligno-cellulosiche di derivazione forestale, le componenti del

costo, come accennato in precedenza, sono essenzialmente dovute alla fase di raccolta,

trasporto e preparazione.

La fase di raccolta consiste nell’abbattimento delle piante destinate ad essere utilizzate,

e la loro estrazione fino a delle strade carrozzabili dove possono essere accumulate e

preparate per il trasporto. Chiaramente in questa fase la localizzazione del cantiere ha

notevole influenza sulle tempistiche e sulla fluidità del lavoro con costi direttamente

proporzionati. Questa fase necessita chiaramente di personale specializzato e di

attrezzature e macchinari dedicati. Nel caso di colture energetiche i costi di raccolta

spaziano entro una forchetta ristretta in quanto le condizioni di lavoro sono di norma

favorevoli e idonee alla completa meccanizzazione del processo.

Altro step è la cippatura della biomassa, cioè la riduzione del materiale legnoso in piccoli

frammenti di qualche centimetro. Attraverso dei macchinari detti cippatrici, le piante, o

porzioni di esse vengono sminuzzate fino a dimensioni idonee all’utilizzo, queste

dimensioni sono standardizzate

2.3.1 Scelta della cippatrice

Le cippatrici mobili sono disponibili in diverse modalità: applicate al trattore, con motore

autonomo, trainate o semoventi.

Le macchine con motore autonomo trainate sono molto economiche e consistono nella

cippatrice accoppiata ad un motore e montata su un rimorchio con o senza gru

incorporata; tuttavia queste macchine presentano scarsa flessi

Le cippatrici semoventi sono macchine indipendenti che riuniscono cippatrice, motore,

rimorchio e gru, in un’unica unità: in questo modo il costo è inferiore rispetto alla

somma dei costi dei singoli mezzi acquistati e così è anche lo

cantiere. Rispetto alle cippatrici trainate queste presentano una minore flessibilità

operativa in quanto la gru e il rimorchio possono solo lavorare con la cippatrice o stare

ferma con essa è [3].

24


dimensioni sono standardizzate


autonomo, trainate o semoventi.



incorporata; tuttavia queste macchine presentano scarsa flessibilità operativa.



somma dei costi dei singoli mezzi acquistati e così è anche lo spazio occupato dal



Figura 2.4 Macchina cippatrice





bilità operativa.



spazio occupato dal



25

La produttività della cippatrice è un parametro molto importante da tenere in

considerazione e questa dipende soprattutto da alcuni fattori e in particolare dalle

dimensioni della macchina impiegata e da quelle del legname: in generale si può dire che

più potente sarà la cippatrice e più grande sarà il singolo pezzo da cippare maggiore sarà

la produttività oraria.

La cippatrice stazionaria ha una produzione oraria molto più elevata rispetto alle altre

cippatrici e questo è dovuto principalmente alla maggiore potenza e all’ottimale

infrastruttura presente in un impianto fisso.

2.4 La qualità del cippato

Ci sono alcuni parametri chiave da tenere in considerazione che descrivono la qualità del

combustibile: il contenuto di fibra, il tipo di materia prima, la pezzatura del cippato e il

contenuto di umidità.

2.4.1Il contenuto di fibra

Indica la quantità di legno effettivamente presente nel cippato e può dare buone

informazioni circa il suo potere calorifico, il contenuto di ceneri e la possibilità di

conservazione. Tuttavia un’elevata porzione di fibra non corrisponde necessariamente a

un più alto potere calorifico: infatti corteccia e foglie possono avere un potere calorifico

più alto della porzione legnosa, ma contengono anche un maggior contenuto di ceneri e

nutrienti, che fanno accrescere il degrado del cippato posto in deposito. In generale, la

percentuale di fibra è più alta nel cippato prodotto da tronchi sramati (circa il 90 %) e

minore in quello ottenuto dalle ramaglie (tra il 70 % e l’80 %).

2.4.2 Materia prima

Il cippato prodotto a partire dal tondame stagionato è generalmente il migliore, quello

prodotto da ramaglie e cimali può essere adeguato, anche se la forte percentuale di

corteccia determina una maggiore formazione di ceneri . I residui di segheria come

sciaveri e refili consentono di produrre cippato di buona qualità. In generale è

opportuno puntare su materie prime vergini, che limitano il rischio di contaminazione e

favoriscono lo sviluppo di un mercato locale per i sottoprodotti delle attività di gestione

26

del territorio.

Il cippato ottenuto può essere di tre tipologie:

Indica quali parti dell’albero sono state utilizzate per produrre il cippato, che si può

presentare da questo punto di vista in tre forme:

• cippato bianco, che deriva dalla sminuzzatura di solo legno, ovvero di fusti o

tronchetti preventivamente scortecciati;

• cippato marrone o con corteccia (fig. 2.5), che presenta colore più scuro del

precedente e, a parità di altre condizioni, una massa volumica leggermente

superiore poiché la corteccia si frantuma in particelle di dimensioni più piccole e

riempie parte degli interstizi fra i cips, dando origine a un cumulo più compatto; è

il tipo di cippato più frequente, sia nella produzione forestale sia in quella

industriale;

• cippato verde, contenente anche fogliame (soprattutto aghi), in quanto ottenuto

dalla riduzione in cips di piante intere o di porzioni della chioma. La presenza di

aghi nel cippato comporta una maggiore umidità e rende il materiale più

soggetto a fenomeni indesiderati di compattamento all’interno dei silos. Se il

cippato è ottenuto da piante intere, la quota parte di aghi è comunque piuttosto

ridotta: a titolo di esempio, 1 m³ di cippato ottenuto dalla sminuzzatura di piante

intere di pino silvestre con diametro a petto d’uomo di 10–15 cm è composto per

il 79% da legno, il 13% da corteccia, il 4% da aghi e il restante 4% da impurità. La

presenza di aghi o foglie verdi è indice di materiale prodotto in foresta e ottenuto

da piante sminuzzate subito dopo l’abbattimento, e quindi assai ricco di umidità

indipendentemente dalla presenza o meno di fogliame.

Figura 2.5 “Cippato marrone” di

pezzatura regolare

27

2.4.3 Pezzatura del cippato

Possono essere espresse come lunghezza media dei cips, oppure come loro distribuzione

granulometrica in (due o più) classi dimensionali. Riferendosi alla lunghezza media, per

esempio, si parla di cippato fine quando i cips hanno dimensioni di 10 x 20 x 20 mm e di

cippato grossolano per particelle di 15 x 50 x 70 mm. Le dimensioni delle particelle

influiscono sulla densità del materiale, sul tempo di essiccazione e sono determinate dal

tipo di cippatrice impiegata e dalla regolazione del dispositivo di taglio (velocità di

rotazione dell’organo di taglio, velocità di avanzamento del pezzo di legno, regolazione

della sporgenza e affilatura dei coltelli).

L’omogeneità della pezzatura del cippato è fondamentale per un buon funzionamento

dei gassificatori, specialmente per quelli di piccole dimensioni. Materiale di dimensioni

variabili può portare a intasamenti nel sistema di alimentazione, che rappresenta la

causa più comune di interruzione dell’attività dei piccoli impianti. Questi richiedono

generalmente cippato con dimensioni non superiori ai 50 mm, e con una percentuale di

particelle sottomisura (più piccole di 2 mm) al di sotto del 5%. La pezzatura ideale è

compresa tra gli 8 e i 30 mm. Le scaglie allungate sono particolarmente problematiche,

queste vengono prodotte dalle cippatrici quando lavorano l’ultimo mozzicone di tronco:

da qui deriva l’interesse a cippare tronchi piuttosto lunghi, per ridurre l’incidenza dei

mozziconi rispetto alla massa complessiva. La pezzatura più omogenea si ottiene dalla

cippatura di tronchi sramati con la maggior parte delle particelle che ricade nelle classi

dimensionali centrali, con predominanza del cippato di piccole dimensioni: nel caso della

cippatura di ramaglia secca aumenta l’incidenza delle particelle più grandi per effetto

della fragilità del legno secco che si può rompere ancor prima di essere tagliato, mentre

nel caso della cippatura di ramaglia fresca si produce una grande quantità di polvere, a

causa dell’alta percentuale di aghi. Un altro fattore significativo che influenza la

pezzatura è la scelta della cippatrice: le cippatrici a tamburo producono una maggior

percentuale di cippato di medie dimensioni rispetto alle cippatrici a disco.

La pezzatura viene indicata con dei riferimenti tipo Gn°; dove in valore numerico è

indicativo delle dimensioni tipo :

28

• Cippato piccolo (G 30)

Lunghezza nominale <= 30 mm

Sezione < 3 cm²

Lunghezza massima 8,5 cm

• Cippato intermedio (G 50 )

Lunghezza nominale <=50 mm

Sezione < 5 cm²

Lunghezza massima 12 cm

• Cippato grande (G 100)

Lunghezza nominale <= 100 mm

Sezione < 10 cm²

Lunghezza massima 25 cm

Per ottenere una selezione del cippato in base alla pezzatura, e per eliminare tutta la

polvere presente, è necessario disporre di un sistema di vagliatura, ossia un macchinario

entro in quale il cippato scorre e viene suddiviso in base alle dimensioni attraverso delle

apposite griglie forate, con fori di dimensione standard. Per realizzare un’efficace

eliminazione della polvere e della segatura dal materiale cippato è opportuno realizzare

la fase di vagliatura dopo la fase di essicazione, cioè quando il cippato ha umidità

compresa tra il 10 e 15%, altrimenti si ottiene una depolverizzazione non ottimale [3].

2.4.4 Contenuto d’umidità

Il potere calorifico del combustibile, come illustrato in precedenza, viene condizionato

dal contenuto d’umidità: tanto più è alto il contenuto idrico, tanta più energia viene

consumata per far evaporare l’acqua durante la fase di pirolisi (fig. 2.7).

Il tenore di umidità del legno al momento del taglio può variare da un minimo del 40%

ad un massimo del 60% a seconda di numerosi fattori che di solito includono la specie, la

stagione di taglio e la parte della pianta: le conifere tendono ad essere più umide delle

latifoglie, ad eccezione del pioppo e delle salicacee, mentre il frassino ha un tenore di

umidità basso (35% al momento del taglio). L’andamento stagionale può avere un forte

impatto, soprattutto sulle latifoglie, ad esempio l’ontano tagliato in maggio ha un tenore

del 45% e quello tagliato in settembre del 40%; le diverse parti della pianta hanno un

29

differente tenore idrico, che generalmente diminuisce dalla base della pianta verso il

cimale [4]. Al grado di umidità corrisponde una classe di qualità come riportato in tabella

2.2.

Cippato

Criteri di

qualità –

acqua

2.4.5 Classificazione e standardizzazione

Il combustibile legnoso può essere suddiviso in diverse classi a seconda del contenuto di

umidità e della pezzatura; in particolare è stato proposto uno standard pratico basato su

tre categorie definite dalle classi di pezzatura :

CLASSE DI QUALITA' CONTENUTO ACQUA

W20 "secco" < 20 %

W30 "stabile all'ammasso" 20 -29,9 %

W35 "parzialmente stabile all'ammasso" 30 - 34,9 %

W40 "umido" 35 - 39,9 %

W50 "fresco" 40 - 49,9 %

Tabella 2.2 Qualità del cippato in funzione dell’umidità

2.7 Figura.2.6 Andamento PCI/umidità

30

• cippato di qualità superiore (2-25 mm): cippato di legno selezionato molto

attentamente senza la presenza di pezzi sovra misura, per la sua produzione sono

necessarie attrezzature di cippatura e vagliatura specializzate;

• cippato di buona qualità (2-50 mm): la categoria più utilizzata a livello

commerciale, adatta per la maggior parte delle caldaie di dimensioni medio-

piccole, questo combustibile si ottiene con cippatrici selezionate e/o con una

semplice vagliatura;

• cippato di classe grossolana (2-100 mm): utilizzato nel settore dell’auto-

approvvigionamento e in alcuni settori commerciali. Caratteristica di questo

combustibile è il prezzo molto basso che compensa eventuali interventi di

manutenzione.

Un dato lotto di cippato è caratterizzato da una sequenza di lettere e numeri che

indicano le sue origini, la pezzatura, il contenuto di umidità, tutti misurati secondo

metodi descritti nello standard stesso [1, 4].

2.4.6 Conservazione del cippato

Il cippato tende a deteriorarsi se è umido in quanto i batteri e i funghi che si sviluppano

si cibano di legno: nelle piante vive la corteccia si comporta da strato protettivo e ne

impedisce l’entrata, nel cippato la superficie di legno esposta agli agenti patogeni

aumenta e di conseguenza si moltiplicano le “infezioni microbiche”. L’attività dei

microrganismi comincia entro poche ore dopo la cippatura e può continuare per

settimane, finché il calore sviluppato dalla respirazione microbica diventa così intenso da

inibire un ulteriore sviluppo dei microrganismi [2].

L’attività microbica nel cumulo di cippato ha le seguenti conseguenze:

• genera calore che essicca il materiale (l’umidità può essere però nuovamente

riacquistata per effetto degli agenti meteorologici come pioggia, neve, nebbia) e

un eccessivo riscaldamento può portare al fenomeno dell’autocombustione ;

• riduce la quantità di sostanza secca e nei climi temperati questa perdita oscilla

tra il 2 e il 4% della massa per mese. Il legno viene convertito in acqua, anidride

31

carbonica ed energia (calore) in conseguenza della respirazione dei

microrganismi.

2.4.7 Suscettibilità al deterioramento

Sono necessarie alcune condizioni favorevoli perché i microrganismi possano avere

successo in un attacco, in particolare devono avere libero accesso ai tessuti legnosi, che

devono essere privati della loro protezione naturale (ad esempio la corteccia) e devono

trovare un ambiente vantaggioso per il loro sviluppo (in particolare le caratteristiche

fisiche e chimiche come temperatura, contenuto di umidità e disponibilità di nutrienti

devono essere ottimali) [2].

La suscettibilità al deterioramento varia con i seguenti fattori:

• la durabilità del legno varia con la specie: pioppi e salici mostrano una tendenza

alla decomposizione superiore alle altre specie, mentre le conifere, grazie

all’alto contenuto di resina, riescono a proteggersi con maggior efficacia dagli

attacchi degli agenti patogeni;

• il cippato che contiene un’elevata proporzione di corteccia e foglie è più

soggetto all’attacco microbico, in quanto questi elementi sono più umidi e

hanno un contenuto in azoto più elevato, fattori che favoriscono la crescita di

microrganismi;

• la pezzatura: le scaglie piccole hanno un rapporto superficie/volume più alto di

quelle grossolane e per questo sono più soggette alla decomposizione; inoltre la

pezzatura influenza anche la permeabilità del cumulo e di conseguenza la

velocità di essiccazione (scaglie più grosse fanno aumentare la permeabilità e la

perdita di umidità risulta più facile)

• il contenuto di umidità: il legname si decompone solamente quando il tenore

idrico è compreso tra il 30 e il 60%. Sotto il 30% l’acqua è trattenuta dalle pareti

cellulari e non è disponibile per i microrganismi, sopra il 60% i pori del legno

risultano essere completamente saturi di acqua e di conseguenza sono privati di

ossigeno, elemento necessario per la crescita dei microbi.

32

2.4.8 Modalità di stoccaggio

La maggior parte dei metodi di stoccaggio del cippato ha come scopo la riduzione del

contenuto di umidità e in generale si cerca di ridurlo prima della cippatura, stagionando

il legname ancora intero. Quando si vuole accelerare l’essiccazione, è preferibile lasciare

a terra le piante abbattute in quanto le foglie continuano, per effetto della traspirazione,

a espellere acqua: sono infatti le radici che permettono alla pianta l’approvvigionamento

idrico grazie al contatto con la riserva idrica del terreno, invece allestire in tronchi

legname e alberi significa ridurre l’interfaccia tra l’aria e il legno alle sole superfici di

taglio (testate di tronchi e mozziconi di ramo) e l’essiccazione avviene molto lentamente.

Abbattendo le piante a inizio estate e lasciandole intere per un periodo di 4-8 settimane,

le parti superiori e i cimali possono raggiungere un tenore idrico del 35-40% contro

l’iniziale 50% al momento del taglio mentre i tronchi possono perdere solo alcuni punti

percentuali della loro umidità iniziale, anche prolungando lo stoccaggio per l’intera

estate.

Questo è comunque preferibile alla cippatura immediata e allo stoccaggio come cippato,

dato che i tronchi offrono una superficie ridotta all’ingresso dei microrganismi e per

questo il rischio di deterioramento è molto ridotto. Il legname intero andrebbe stoccato

in luoghi ventilati (la ventilazione ha un‘efficacia più elevata della radiazione solare) e

andrebbe evitato il contatto diretto con il terreno e l’erba formando la catasta su una

superficie in cemento o ghiaia o sollevandola da terra con l’ausilio di tronchi. Il legname

cippato fresco dovrebbe essere utilizzato rapidamente entro poche settimane e, se

questo non fosse possibile, la strategia migliore consiste nel proteggerlo dalle

precipitazioni evitando l’assorbimento di umidità e la conseguente attivazione dei

microrganismi limitando la perdita di sostanza secca ad un solo ciclo di riscaldamento

(dopo che l’autoriscaldamento ha asciugato il cumulo in modo da rallentare la

decomposizione). I cumuli di cippato possono essere coperti con teli impermeabili

(consentono solo il flusso dell’umidità dal cumulo verso l’atmosfera permettendo

l’asciugamento del combustibile), immagazzinati sotto tettoie oppure compattati con un

bulldozer avvolgendoli con pellicole plastiche ad uso agricolo [2, 4].

33

Capitolo 3 – La gassificazione

In questo capitolo viene descritto il processo di gassificazione della biomassa, con

particolare attenzione alle caratteristiche dell’impianto in esame e oggetto di tutta la

trattazione.

Vengono descritte le reazioni chimico-fisiche che si susseguono, con attenzione ai

reagenti e ai prodotti che prendono parte e si generano. Vengono definite le varie

grandezze e parametri che regolano e influenzano i processi chimici all’interno del

reattore

3.1 Il processo di gassificazione

Il processo di gassificazione consiste nella conversione di un materiale carbonioso solido,

come la biomassa, in un vettore energetico gassoso tramite una parziale ossidazione ad

alta temperatura. Il gas prodotto da tale processo è principalmente composto da :

monossido di carbonio (CO), anidride carbonica (CO2), idrogeno (H2), metano (CH4), altri

idrocarburi quali l’etilene (C2H4) e l’etano (CH3), acqua (H2O), azoto (N) e altre sostanze

quali cenere, particelle di carbone, tar e oli. L’agente gassificante utilizzato può essere

aria, ossigeno, vapore acqueo o una miscela di questi. Il gas prodotto si presta ad essere

impiegato come un comune combustibile gassoso, quindi di facile convoglio e trasporto,

o impiegato in altri processi industriali [10, 13].

Figura 3.1 Schema fasi di gassificazione

34

Il processo di gassificazione avviene all’interno di un reattore e può essere diviso in due

stadi principali (fig 3.1) :

• Un primo stadio di pirolisi, dove per mezzo di una serie di complesse reazioni a

temperatura inferiore a 600°C vengono rilasciate le componenti volatili del

combustibile. I vapori volatili rilasciati contengono anche idrocarburi gassosi,

idrogeno,monossido di carbonio, anidride carbonica, tar e vapore acqueo. Quel

che resta dal processo di pirolisi sono principalmente il char e la cenere. Il char è

un agglomerato di natura complessa costituito da carbonio, ceneri, composti

sulfurei e idrocarburi volatili.

• Il secondo stadio del processo è costituito dalla gassificazione dei prodotti della

pirolisi, i quali reagendo con l’agente gassificante portano alla decomposizione

dei gas e vapori che li compongono, e alla conversione del carbone solido

contenuto in essi. Quest’ultima fase risulta è la reazione più importante dello

stadio di gassificazione; essendo la fase più lenta, condiziona tutta la cinetica del

l’intero processo e conseguentemente anche le prestazioni del reattore [10].

3.1.1 Pirolisi

La pirolisi è il primo passo di ogni processo di gassificazione e consiste nella

decomposizione termochimica della biomassa ottenuta mediante l’applicazione di

calore, a temperature comprese tra 400 e 800 °C, in completa assenza di un agente

ossidante, oppure con una ridottissima quantità di ossigeno; questo causa una

devolatilizzazione della biomassa con generazione di una complessa miscela di gas (CO,

CO2, H2, CH4, H2O), vapori condensabili e carbone vegetale.

�� → ��; + � + � + <� (3.0)

La dimensione della particelle di biomassa, la loro velocità di riscaldamento e la

temperatura a cui vengono sottoposte determinano la velocità del processo di pirolisi e

conseguentemente la composizione dei prodotti finali.

Possiamo avere reazioni di :

35

• pirolisi veloce.

• pirolisi lenta.

La pirolisi lenta caratterizzata da una modesta velocità di riscaldamento, prevalente nei

gassificatori updraft ma anche nei gassificatori downdraft in presenza di materiale dalla

pezzatura grossolana , massimizza la produzione di char, anche se è sempre presente il

tar sottoforma di vapori.

Con velocità di riscaldamento del materiale sufficientemente elevata, si rientra nel

campo della pirolisi veloce, con produzione di un’alta quantità di olefine (idrocarburi) ad

alta temperatura, sopra i 700°C, o liquidi nel caso di temperature inferiori, sotto i 600°C,

e una piccola frazione di char.

Come accennato precedentemente, lo scambio termico che si realizza e la dimensione

delle particelle determinano le caratteristiche del meccanismo di pirolisi, di per sé

complesso ed eterogeneo. Semplificando, si può assumere di avere: il processo

regolato dalla reazione chimica, dove la temperature delle particelle di biomassa è

omogenea e la velocità di reazione limite è quella delle reazioni chimiche in gioco; il

processo è regolato dallo scambio termico, la temperatura della particella eterogenea, e

la velocità della reazione è limitata dallo scambio termico interno alle particelle stesse.

Con particelle di piccole dimensioni lo scambio termico non ha particolari limitazioni, si

ha quindi una reazione omogenea, con velocità proporzionale al peso (o densità) della

biomassa solida.

Con particelle di biomassa relativamente grandi la pirolisi può realizzarsi solo in un

sottile strato che procede verso l’interno, individuato da un modello a “nucleo

restringente”.

Le particelle hanno una forma molto eterogenea, per cui la reazione di pirolisi risulta di

fatto una commistione dei due modelli descritti in precedenza .

Considerando una biomassa di tipo legnoso, costituita da : lignina (20-25%), cellulosa

(40-50%) e l’emicellulosa (25-40%), durante la pirolisi decompone prima l’emicellulosa

tra 200-300°C, poi la cellulosa tra 250-300°C e infine la lignina tra 300-500°C. Emerge

subito che : al variare della composizione, densità, permeabilità termica della biomassa,

varia molto anche l’andamento della reazione di pirolisi e l’interazione tra processi

chimici e fisici che la costituiscono. La decomposizione della particella avviene per mezzo

36

di reazioni esotermiche e endotermiche , le quali influenzano direttamente il flusso

termico verso l’ interno alla biomassa che avviene principalmente per conduzione.

Anche il deflusso verso l’esterno dei gas pirolitici e lo scambio convettivo associato è

un’ulteriore resistenza alla conduzione termica verso l’interno. Semplificando,durante la

reazione possiamo dividere la particella in tre strati virtuali concentrici e rappresentarli

in funzione dello spessore e del tempo di durata della stessa (fig. 3.2):

Figura 3.2 Progressione della pirolisi in funzione del tempo e delle dimensioni

La distinzione tra particelle grandi o piccole, è senza dubbio conseguente all’andamento

della reazione, in particolare alla sua velocità e alla diffusività termica. Per il legno si

trova che le particelle avente raggio superiore a 3 cm vengono considerate grandi ,

mentre per raggi inferiori ai 0,05 cm vengono considerate piccole.

Riassumendo: particelle piccole rimangono uniformemente alla stessa temperatura a

seguito del riscaldamento esterno, e la pirolisi procede uniformemente; i gas pirolitici

fuoriescono facilmente, contengono una notevole quantità di molecole pesanti e si

produce meno char.

In presenza di particelle più grandi si forma uno strato pirolitico che procede verso

37

l’interno,i prodotti che si formano permangono per tempo superiore nella matrice solida

per cui avremo un gas composto da molecole leggere e la generazione di un char

secondario.

L’altro importante fattore che influenza il meccanismo di pirolisi è la velocità di

riscaldamento; un riscaldamento veloce, sull’ordine di 104 °C/min, riduce i tempi di

permanenza alle basse temperature, limitando così le reazioni auto-catalitiche e la

decomposizione secondaria delle parti volatili :diminuisce in questo modo la produzione

di gas e di char in favore di una grande quantità di prodotti in fase liquida o sottoforma

di vapori quali idrocarburi pesanti (tar). Con velocità di riscaldamento minori sull’ordine

di 100°C/min, migliorano le reazioni secondarie, con una maggiore produzione di gas e

char. Le reazioni secondarie sono favorite anche da un tempo di permanenza dei

prodotti maggiore, contribuendo come specificato prima ad una maggiore produzione di

gas e char [11,13].

PIROLISI CONDIZIONI OPERATIVE LIQUIDO CHAR GAS

Veloce Temperatura attorno ai 500°C,tempo di

permanenza circa 1s 75% 12% 13%

Intermedia Temperatura attorno ai 500°C,tempo di

permanenza circa 10-20s 50% 20% 30%

Lenta Temperatura attorno ai 400°C,tempo di

permanenza molto lungo 30% 35% 35%

Tabella 3.1 Parametri velocità di pirolisi

I prodotti della pirolisi hanno una composizione che può variare di molto, come illustrato

in tabella 3.1, tuttavia non è necessario determinarla in modo preciso ed esaustivo in

quanto sarà la successiva reazione di gassificazione che porterà alla formazione del

syngas e la loro influenza sul prodotto finale è marginale. I prodotti sottoforma di liquidi

(tar) o vapori condensabili invece possono creare problemi nella fase successiva e

compromettere il gas di sintesi finale [14].

3.1.2 Gassificazione

38

Il processo di gassificazione è la fase in cui il potere calorifico del combustibile solido

viene trasferito ad un vettore energetico gassoso. Il punto di partenza sono i prodotti

pirolitici, che reagendo con l’agente gassificante danno luogo al syngas quale prodotto

finale. Tutto il processo è endotermico, dunque il calore necessario viene fornito

dall’esterno o generato attraverso una parziale combustione del char e dei prodotti della

pirolisi. Per l’agente gassificante si possono impiegare diverse soluzioni, aria ambiente,

ossigeno o vapore acqueo, la cosa fondamentale è che contenga ossigeno libero

necessario per:

• la fase di parziale ossidazione,che fornisce calore per l’essicazione, la pirolisi e la

gassificazione.

• la fase di gassificazione dove reagiscono i prodotti pirolitici

Le principali reazioni che avvengono nella fase di gassificazione tra i prodotti della

pirolisi (char solido e prodotti gassosi) e l’agente gassificante sono le seguenti con le

rispettive entalpie standard (p=1bar,T=25°C) :

• Reazioni di parziale combustione

� + �� → �� -111kJ/mol (3.1)

�� + �� → �� -283 kJ/mol (3.2)

�� + �� → �� -242 kJ/mol (3.3)

• Reazione di Boudouard

� + �� ↔ 2�� +172kJ/mol (3.4)

• Reazione acqua-gas

� + �� ↔ �� + �� +118kJ/mol (3.5)

• Reazione di shift acqua-gas

�� + �� ↔ �� + �� -41kJ/mol (3.6)

• Reazione di metanizzazione

� + 2�� ↔ ��; -88kJ/mol (3.7)

39

Le reazioni elencate possono essere suddivise in base alla fase in cui avvengono e alla

cessione o assorbimento di energia termica; reazione caratterizzate da un’entalpia

negativa sono esotermiche mentre entalpie di reazione positive caratterizzano le

endotermiche [9].

Per realizzare e mantenere il processo di gassificazione, come è stato detto, è necessario

fornire del calore per consentire le reazioni endotermiche e le fasi di essicazione e

pirolisi; nei sistemi di gassificazione diretta il calore necessario viene fornito dalle

reazioni esotermiche di parziale ossidazione. Per evitare sbilanciamenti e nello stesso

tempo mantenere una buon rendimento termodinamico del processo è necessario che il

bilancio di calore prodotto e consumato sia tenuto sotto controllo, in modo da

mantenere le temperature di funzionamento ottimali nelle varie parti del reattore.

Le reazioni di gassificazione vere e proprie sono quella di Boudouard (3.4), acqua-gas

(3.5), di shift acqua-gas (3.6) e quella di metanizzazione (3.7) anche se il metano

presente nel gas finale è in quantità modesta rispetto agli altri componenti e deriva

principalmente da gas pirolitico che non ha reagito. Le reazioni di ossidazione parziale

oltre a fornire il calore per il processo , hanno come prodotto il monossido di carbonio

che è uno dei principali componenti del syngas.

3.2 Gassificazione del char

La gassificazione del char è una fase molto importante dell’intero processo; il char

prodotto attraverso la pirolisi solitamente non è costituito da carbonio puro, ma

contiene inevitabilmente anche dei composti idrati incluse molecole di idrogeno e

ossigeno.

Il char prodotto da biomassa è generalmente molto più poroso rispetto ad un char

ricavato dal carbone minerale(coke), la sua porosità è circa due-tre volte superiore con

valori che spaziano dal 40 al 50%, inoltre anche le dimensioni di tali pori sono sull’ordine

di 20-30 micron in luogo dei 5 angstrom del char da carbone minerale; per questo il char

da biomassa è molto più reattivo di quest’ultimo [9].

Come introdotto precedentemente le reazioni che producono i componenti del gas

finale sono le reazioni che avvengono tra il char (carbonio C) e l’agente gassificante;

sono anche le reazioni più lente, in quanto partono dal char allo stato solido, e di fatto

40

determinano la velocità dell’intero processo. Da sottolineare che anche se la reazione di

metanizzazione è di parecchi ordini di grandezza più lenta, concorre per quantità molto

modeste.

Le reazioni di gassificazione del char sono da tempo studiate ed esistono diversi modelli

descrittivi; un modello tra i più usati per le reazioni di Boudouard e la reazione acqua-gas

è il modello di Ergun caratterizzato da un processo in tre step :

per Boudouard:

Step 1 �?,- + �0� ↔ �(�) + �� (3.8)

step 2 �(�) + �� → �� + �?,- (3.9)

step 3 �(�) → �� (3.10)

Nel primo step la CO2 si dissocia in un sito attivo libero di carbonio Cfas, dando origine ad

una molecola superficiale ossidata complessa C(O) e rilasciando monossido di carbonio.

Nel secondo step la reazione procede e la molecola ossidata complessa interagisce con il

CO dando luogo a una molecola di CO2 e un nuovo sito attivo libero di carbonio Cfas.

Nel terzo step il desorbimento della molecola complessa dà luogo ad una molecola di

CO.

Per il modello riguardante la reazione acqua-gas vi sono molte analogie:

Step 1 �?,- + �� ↔ �(�) + �� (3.11)

Step 2 �(�) + �� → �?,- + �� (3.12)

step 3 �(�) → �� (3.13)

Il questa reazione è la molecola d’acqua che si dissocia presso un sito attivo libero di

carbonio, generando sempre una molecola ossidata complessa e rilasciando

dell’ossigeno molecolare H2.

Il secondo ed il terzo step sono simile alla reazione descritta in precedenza. Per

entrambi i modelli la velocità di reazione è limitata dal tempo necessario al

desorbimento della molecola superficiale complessa [9, 10].

3.3 Reazione di shift

La reazione di shift (3.6)

incrementa la quota di idrogeno co

luogo al monossido di carbonio.

La reazione di shift è una reazione esotermica,anche se con valore di energia rilasciata

molto basso, per cui il punto di equilibrio dipende molto dal valore della temperatura.

Figura 3.3 Variazione della composizione della misc

dell’umidità sul combustibile legnoso (sinistra) ed effetto della temperatura della zona di reazione (destra).

Tutte le reazioni di gassificazione del char e di shift sono reversibili, cioè possono

avvenire in entrambi i sensi a seconda delle condizioni in cui

reagenti (fig. 3.3). In realtà varia

quanto sono praticamente sempre presenti entrambe

Per ogni reazione è possibile determinare una costante di proporzionalità k dipendente

dalla temperatura e la velocità di reazione r dipendente dalle concentrazioni molari dei

reagenti.

Prendendo come esempio la reazione di Boudouard

La concentrazione riferita ad una sostanza in stato soli

41

(3.6) è un’importante reazione in fase gassosa. Questa reazione

incrementa la quota di idrogeno contenuto nei prodotti finali della gassificazione in

luogo al monossido di carbonio.

�� + �� ↔ �� + ��

una reazione esotermica,anche se con valore di energia rilasciata

cui il punto di equilibrio dipende molto dal valore della temperatura.

Variazione della composizione della miscela gassosa al variare dei parametri operativi: effetto



venire in entrambi i sensi a seconda delle condizioni in cui si trovano prodotti e

In realtà varia solamente la velocità della reazione diretta o inversa, in

quanto sono praticamente sempre presenti entrambe [9, 10].

è possibile determinare una costante di proporzionalità k dipendente


Prendendo come esempio la reazione di Boudouard (3.4) si ricava che:

A = BA ∙ C�D ∙ C��D

a ad una sostanza in stato solido è unitaria, dunque:

A = BA ∙ C��D

è un’importante reazione in fase gassosa. Questa reazione

ntenuto nei prodotti finali della gassificazione in

(3.14)

una reazione esotermica,anche se con valore di energia rilasciata

cui il punto di equilibrio dipende molto dal valore della temperatura.

ela gassosa al variare dei parametri operativi: effetto



si trovano prodotti e

solamente la velocità della reazione diretta o inversa, in

è possibile determinare una costante di proporzionalità k dipendente


si ricava che:

(3.15)

o è unitaria, dunque:

(3.16)

Per la reazione inversa si ricava che:

In condizioni di equilibrio le velocità delle reazioni si equivalgono e si ottiene:

Con le ipotesi di gas ideale, le concentrazioni molari possono essere sostituite con le

pressioni parziali E e poi con le frazioni molari

Con P si intende la pressione assoluta del gas.

La costante di equilibrio in relazione alla temperatura si può espr

relazione (ipotizzata per condizioni di equilibrio chimico)

Dove T è la temperatura in Kelvin, R la costante universale dei gas e

variazione di energia libera di Gibbs passando dai reagenti a prodotti. Per una data

temperatura di reazione è possibile determinare la concentrazione dei composti ch

che partecipano alla reazione nelle condizioni di equilibrio noti i valori di : pressione,

costante di equilibrio FG relativa a tale temperatura

di ogni reagente [10].

Figura 3.4 Valore della costante dio equilibrio in funzione della temperatura per diverse reazioni

42

Per la reazione inversa si ricava che:

H = BH ∙ C2��D


FG = IJIK = C�0LD

C0LMD


e poi con le frazioni molari N ricavando:

FG = GOPMGOPM

= QOPMQOPM

∙ $

Con P si intende la pressione assoluta del gas.

La costante di equilibrio in relazione alla temperatura si può esprimere con la seguente

relazione (ipotizzata per condizioni di equilibrio chimico) :

��FG = �∆ST2UV

è la temperatura in Kelvin, R la costante universale dei gas e ∆WV&variazione di energia libera di Gibbs passando dai reagenti a prodotti. Per una data

temperatura di reazione è possibile determinare la concentrazione dei composti ch


relativa a tale temperatura (fig. 3.4) e il quantitativo di partenza

Valore della costante dio equilibrio in funzione della temperatura per diverse reazioni

(3.17)


(3.18)


(3.19)

imere con la seguente

(3.20)

& rappresenta la

variazione di energia libera di Gibbs passando dai reagenti a prodotti. Per una data

temperatura di reazione è possibile determinare la concentrazione dei composti chimici


e il quantitativo di partenza

Valore della costante dio equilibrio in funzione della temperatura per diverse reazioni

3.4 Il rapporto di equivalenza

Il rapporto di equivalenza è un parametro definito come la quantità di aria richiesta

immessa nel sistema ris

stechiometrica. Al variare del rapporto di equivalenza il processo di conversione può

essere identificato come pirolisi (ER=0), gassificazione (ER=0,25

(ERX1). In un processo di gassificazione dove il combustibile è costituito principalmente

da C, H e O la temperatura adiabatica di reazione della biomassa è determinata dal

rapporto di equivalenza ER, in altre parole dipende dall’ossigeno consumato durante la

reazione.

Figura 3.5 Temperatura di reazione della biomassa al variare del rapporto di equivalenza e dell’umidità

In figura 3.5 è stata riportata la

cellulosica a pressione nei

1. reazione dell’ossigeno puro con biomassa secca.

2. reazione di aria con la biomassa secca

3. reazione di aria con biomassa con umidità del 20%.

43

Il rapporto di equivalenza


immessa nel sistema rispetto alla quantità d’aria richiesta per una combustione


essere identificato come pirolisi (ER=0), gassificazione (ER=0,25-0,5) o combustione

1). In un processo di gassificazione dove il combustibile è costituito principalmente



Temperatura di reazione della biomassa al variare del rapporto di equivalenza e dell’umidità

è stata riportata la reazione di una biomassa a pressione

ellulosica a pressione nei tre seguenti casi:

reazione dell’ossigeno puro con biomassa secca.

reazione di aria con la biomassa secca

reazione di aria con biomassa con umidità del 20%.


petto alla quantità d’aria richiesta per una combustione


0,5) o combustione

1). In un processo di gassificazione dove il combustibile è costituito principalmente



Temperatura di reazione della biomassa al variare del rapporto di equivalenza e dell’umidità

a pressione atmosferica ligno-

L’agente gassificante viene immesso alla pressione di 1 atm e alla te

senza preriscaldamento; nel caso di aria, la temperatura raggiunta è parecchio inferiore,

a parità di ER, rispetto all’impiego di ossigeno puro a causa della presenza dell’azoto

inerte nella composizione. Da notare che in corrispondenza a

0,25, tutte le reazioni subiscono un repentino cambiamento di pendenza, con la

temperatura che cresce molto più rapidamente. La motivazione dipende dal fatto che

oltre questi valori di ER aumenta l’ossigeno che reagisce con i prod

permettendo dunque reazioni di combustione parziale sempre più complete fino

all’eventuale combustione completa coincidente con ER= 1.

Nelle seguenti figure è riportata la composizione del gas prodotto e il potere calorifico

inferiore in funzione del rapporto di equivalenza ER e dell’agente gassificante, oltre

all’andamento delle temperature già descritto.

Nel caso di impiego di aria, possiamo constatare che, sempre per un valore di ER

prossimo a 0,25-0,3 vi sono delle variazioni della con

particolare la concentrazione di CO e H

dopo questo valore, perché reagiscono con l’ossigeno del reattore dando luogo a CO

H2O (fig. 3.6).

Figura 3.6 Composizione syngas e potere calorifico in funzione d

Nella figura 3.7 invece è diagrammato l’andamento delle concentrazioni e temperature

nel caso di impiego di ossigeno pu

44

L’agente gassificante viene immesso alla pressione di 1 atm e alla temperatura di 25°C



inerte nella composizione. Da notare che in corrispondenza a un valore di ER di circa



oltre questi valori di ER aumenta l’ossigeno che reagisce con i prod


all’eventuale combustione completa coincidente con ER= 1.


unzione del rapporto di equivalenza ER e dell’agente gassificante, oltre

all’andamento delle temperature già descritto.


0,3 vi sono delle variazioni della concentrazione dei prodotti. In

particolare la concentrazione di CO e H2 raggiunto un massimo iniziano a decrescere

dopo questo valore, perché reagiscono con l’ossigeno del reattore dando luogo a CO

Composizione syngas e potere calorifico in funzione del rapporto di equivalenza. Agente gassificante aria

ambiente

invece è diagrammato l’andamento delle concentrazioni e temperature

nel caso di impiego di ossigeno puro come agente gassificante.

mperatura di 25°C



un valore di ER di circa



oltre questi valori di ER aumenta l’ossigeno che reagisce con i prodotti pirolitici,



unzione del rapporto di equivalenza ER e dell’agente gassificante, oltre


centrazione dei prodotti. In

raggiunto un massimo iniziano a decrescere

dopo questo valore, perché reagiscono con l’ossigeno del reattore dando luogo a CO2 e

el rapporto di equivalenza. Agente gassificante aria

invece è diagrammato l’andamento delle concentrazioni e temperature

Oltre ai valori delle temperatura e potere calorifico inferiore (LHV) più elevati , variano

anche i valori della concentrazione dei prodotti. Da notare che sempre in corrispondenza

ad un valore di ER prossimo a 0,3, si rileva

prodotti,da CO e H2 verso CO

Il potere calorifico viene calcolato come la somma dei poteri calorifici dei singoli

componenti del gas prodotto (CO, H

ciascuno. La curva relativa alla reazione con aria descrive chiaramente valori inferiori a

causa dell’ N2 che diluisce il contenuto energetico del gas

Figura.3.7 Composizione syngas e potere calorifico in funzi

Alcuni gassificatori operano con bassi valori di ER, allo scopo di non convertire tutto il

char durante la reazione di gassificazione, ma di estrarne una parte in qualità di carbone

vegetale e per produrre un gas con un potere calorifico superiore in accordo con

l’andamento rappresentato in

3.5 Rendimento del processo di gassificazione

Il rendimento del processo di gassificazione può essere espresso in diversi modi e in base

a diversi parametri. Se consideriamo solamente

biomassa in combustibile gassoso, il rendimento solitamente considerato è quello

energetico definito come rapporto tra il potere calorifico del gas prodotto e quello della

biomassa in ingresso.

45



ad un valore di ER prossimo a 0,3, si rileva la repentina variazione del valore dei

verso CO2 e H2O.


componenti del gas prodotto (CO, H2,CH4 ecc) in proporzione alla frazione molare di

curva relativa alla reazione con aria descrive chiaramente valori inferiori a

che diluisce il contenuto energetico del gas [16].

Composizione syngas e potere calorifico in funzione del rapporto di equivalenza. Agente gassificante

ossigeno puro



e e per produrre un gas con un potere calorifico superiore in accordo con

l’andamento rappresentato in figura 3.6.

Rendimento del processo di gassificazione


versi parametri. Se consideriamo solamente il processo di conversione della





la repentina variazione del valore dei


ecc) in proporzione alla frazione molare di

curva relativa alla reazione con aria descrive chiaramente valori inferiori a

one del rapporto di equivalenza. Agente gassificante



e e per produrre un gas con un potere calorifico superiore in accordo con


processo di conversione della



46

YZ = /.0.1\∙]\/.0.1^∙�^ (3.21)

$. �. %_: potere calorifico inferiore del syngas [KJ/m3].

`_:portata volumetrica del gas prodotto [m3/s].

$. �. %a:potere calorifico inferiore biomassa [kJ/kg].

+a:portata biomassa in ingresso [kg/s].

L’espressione del rendimento appena scritta rappresenta di fatto il rapporto tra il

contenuto di energia chimica del syngas e quello della biomassa. Se invece intendiamo

sfruttare anche il calore del syngas prodotto attraverso un recuperatore, questa quota di

energia recuperata viene inserita nella seguente espressione definita hot gas efficency:

YZ,c�d Z??. = e/.0.1\∙]\f�(]\∙g\∙hi∙∆V)/.0.1^∙�^ (3.22)

j_:densità del gas prodotto [kg/m3].

kG:calore specifico del gas prodotto [kJ/kg K].

∆l:differenza di temperatura tra il gas prodotto e il combustibile in ingresso.

Il rendimento energetico viene di norma sempre usato per descrivere le prestazioni

dell’impianto, anche se ha diversi svantaggi: non considera il contenuto energetico

ancora presente nel char non convertito, non considera le variazioni di entropia del

processo, necessita per essere completo e veritiero di considerare tutti gli scambi di

calore. Per questo il rendimento exergetico è sicuramente più idoneo a descrivere il

processo di gassificazione nella sua totalità. Considerando il syngas come unico

prodotto, troviamo il seguente rendimento:

YZQ,_,- = 6\6^�6� (3.23)

m_= exergia del gas prodotto [kJ/gbiomassa].

ma: exergia della biomassa [kJ/ gbiomassa].

m,: exergia dell’agente gassificante[kJ/ gbiomassa] (nel caso di aria in condizioni ambiente,

25°C e 1Atm, l’exergia è pari a 0).

Considerando anche il char non convertito come prodotto

espressione del rendimento:

mhc,4: exergia del char residuo [kJ/ g

Figura 3.8 Rendimento di gassificazione in funzi

Diagrammando l’andamento delle due espressioni dei rendimenti si può vedere

che in corrispondenza a ER pari a 0,25 le curve cambiano pendenza, in quanto a tale

valore del rapporto di equivalenza coincide il limit

di tale valore i rendimenti si discostano in quanto è ancora presente del char solido.

Il punto limite di conversione del char, pari a ER=0,25, è il punto di ottimo operativo per

un gassificatore downdraft, nel caso

ambiente. Alle stesse conclusioni si giunge anche da un’analisi del rendimento

energetico di primo approccio

3.5.1 Influenza della pressione di lavoro

In linea di principio tutti i gassificator

pressurizzati : nel funzionamento a pressione atmosferica la configurazione d’impianto,

la gestione delle ceneri e dell’alimentazione e l’interfaccia con l’apparato di depurazione

47

Considerando anche il char non convertito come prodotto si ottiene

espressione del rendimento:

YZQ,_,-�hc,4 = 6\�6no�p6^�6�

: exergia del char residuo [kJ/ gbiomassa].

Rendimento di gassificazione in funzione del rapporto di equivalenza

Diagrammando l’andamento delle due espressioni dei rendimenti si può vedere


valore del rapporto di equivalenza coincide il limite di conversione del char solido, prima



un gassificatore downdraft, nel caso in esame come agente gassificante viene usata aria


energetico di primo approccio YZ.

Influenza della pressione di lavoro

In linea di principio tutti i gassificatori possono operare a pressione atmosferica o essere



si ottiene la seguente

(3.24)

one del rapporto di equivalenza

Diagrammando l’andamento delle due espressioni dei rendimenti si può vedere (fig. 3.8)


e di conversione del char solido, prima



in esame come agente gassificante viene usata aria


i possono operare a pressione atmosferica o essere



sono relativamente semplici; mentre il funzionamento in pressione, seppure più

complesso e più costoso, permette di ottenere un gas di sintesi più pregiato

di recuperare energia dall’eventuale espansione del gas stesso.

Figura 3.9 Rendimento gassificazione in funzione della pressione operativa del reattore

Analizzando l’andamento del rendimento energetico di conversione, riferito sempre a un

processo di gassificazione ad aria a T=25°C e ER=0,23, il massimo coincide c

pressione operativa di circa 12

incremento della produzione di CH

diminuzione del CO e H2

dell’efficienza del processo.

I costi di installazione, fino a quattro volte superiori a parità di potenza, sono imputabili

alle attrezzature necessarie per operare in pressione e per garantire la sicurezza del

funzionamento, e per questo sono giustificati

termica, quasi esclusivamente

Quando il gas prodotto è in pressione può essere utilizzato direttamente

gas, evitando così di raffreddarlo e comprimerlo t

notevole dispendio energetico. Nei processi atmosferici è necessario raffreddare il gas

prima della compressione per ridurne il volume specifico e quindi diminuire il lavoro di

compressione e per evitare che la temperatura all’

elevata con il rischio di danneggiarlo. Il gas da inviare al compressore deve inoltre avere

48

ci; mentre il funzionamento in pressione, seppure più

complesso e più costoso, permette di ottenere un gas di sintesi più pregiato


Rendimento gassificazione in funzione della pressione operativa del reattore


processo di gassificazione ad aria a T=25°C e ER=0,23, il massimo coincide c

pressione operativa di circa 12-13 bar (fig. 3.9). Aumentando la pressione si ottiene un

incremento della produzione di CH4 , che però non è sufficiente a bilanciare la

e quindi nella totalità si assiste ad una diminuzione



per questo sono giustificati solo per gassificatori di una certa potenza

termica, quasi esclusivamente a letto fluido del tipo B.F.B. e C.F.B..

Quando il gas prodotto è in pressione può essere utilizzato direttamente in una turbina a

così di raffreddarlo e comprimerlo tramite un compressore con un



compressione e per evitare che la temperatura all’uscita del compressore sia troppo


ci; mentre il funzionamento in pressione, seppure più

complesso e più costoso, permette di ottenere un gas di sintesi più pregiato (fig. 3.10) e


Rendimento gassificazione in funzione della pressione operativa del reattore


processo di gassificazione ad aria a T=25°C e ER=0,23, il massimo coincide con una

. Aumentando la pressione si ottiene un

, che però non è sufficiente a bilanciare la

e quindi nella totalità si assiste ad una diminuzione



solo per gassificatori di una certa potenza

in una turbina a

ramite un compressore con un



uscita del compressore sia troppo


49

un contenuto molto basso di tar e contaminanti per evitare sporcamenti e depositi. Nel

caso di utilizzo di gas già in pressione in una turbina a gas, eventuale tar presente non

provoca particolari problemi, a patto che venga completamente bruciato nel

combustore della turbina stessa [10].

Figura 3.10 Composizione volumetrica syngas in funzione della pressione operativa

In generale, i vantaggi dell’operare in pressione sono: il recupero energetico dalla

combustione del tar, lo sfruttamento del calore sensibile del syngas e l’assenza della

necessità di una compressione; per contro vi sono tipicamente della perdite di pressione

dal sistema di carico del combustibile e scarico ceneri. Il rendimento totale di

conversione resta comunque elevato e superiore ai gassificatori atmosferici [16].

3.6 Impiego e caratteristiche del syngas

La conversione termochimica di biomasse per la produzione di syngas tipicamente dà

luogo a un gas grezzo contenente impurezze sia organiche che inorganiche. Tra le

impurezze inorganiche di interesse, sono da considerare l’idrogeno solforato, l’acido

cloridrico, l’ammoniaca e le tracce di metalli alcalini. Le impurezze organiche

50

rappresentano invece una classe molto ampia di sostanze che vanno dagli idrocarburi

leggeri a strutture ad alto peso molecolare di idrocarburi policiclici aromatici, e

all’interno di questa distribuzione è presente il tar.

Il “tar” (catrame) secondo la definizione fornita dal Comitato Europeo per la

standardizzazione (CEN) è costituito da “tutti i composti organici presenti nei gas

prodotti durante la gassificazione esclusi gli idrocarburi gassosi da C1 a C6”. In generale il

tar è un contaminante che deve essere rimosso prima che il syngas venga utilizzato sia

nei processi dell’industria chimica che nella conversione in energia in turbine o in motori

a combustione interna. L’altro contaminante compreso tra le impurezze organiche e che

può causare grossi problemi durante l’utilizzo del syngas è il particolato: è infatti ormai

accettato che la quantità di particolato ammessa nel syngas per un suo utilizzo in motori

a combustione interna è pari a 50mg/m.

É quindi importante e necessaria una corretta valutazione dei quantitativi di tar e

particolato presenti nel syngas. Questo è tanto più vero per il syngas ottenuto dalla

gassificazione di combustibili come carboni di basso rango e biomasse, dove l’alto

contenuto di sostanze volatili determina la presenza di grosse quantità di tar e

particolato, che devono pertanto essere quantizzati e rimossi.

Allo scopo sono disponibili in letteratura vari sistemi sia per il campionamento e l’analisi

che per la rimozione.

Perché un gas possa essere utilizzato come combustibile in una turbina o in un motore a

combustione interna, esso deve rispondere a ben determinati requisiti soprattutto per

quanto riguarda tar e particolato, responsabili rispettivamente di incrostazioni e di

fenomeni di erosione. La Tabella 3.2 riporta i requisiti di purezza del gas necessari per le

diverse applicazioni cui è destinato :

PARAMETRO UNITÀ Motore C.I. Turbina

particolato mg/Nm3 <50 <30

dimensione particelle μm <10 <5

tar mg/Nm3 <100 N/A

metalli alcalini mg/Nm3 N/A 0,24 Tabella 3.2 Quantitativi di inquinanti massimi nel syngas per i diversi impieghi

51

Per raggiungere i requisiti richiesti è necessario che il syngas sia raffreddato è depurato

del tar e della polvere. Per il controllo e la rimozione del tar le metodologie a

disposizione sono fondamentalmente due e dipendono da dove il tar viene rimosso, se

all’interno del gassificatore (metodi primari) o all’esterno (metodi secondari).

3.7 Tar e sua rimozione

La composizione del tar risulta è molto complessa e dipendente dalle condizioni interne

del reattore, principalmente temperatura di gassificazione e tempo di permanenza nel

reattore. Nella zona di pirolisi del reattore,la biomassa viene riscaldata e si decompone

termicamente dando origine al char e alla parte volatile. Il materiale volatile può

diventare gas permanete attraverso le reazioni di gassificazione, oppure diventare tar

primario a seguito di reazioni di disidratazione, condensazione e polimerizzazione.

Questo tar primario può reagire ulteriormente formando tar secondario o a temperature

più elevate tar terziario.

Come accennato la composizione del tar è direttamente dipendente dalla temperatura

di esposizione, come riassunto in figura 3.11.

Figura 3.11 Composizione del tar in funzione della temperatura

La quantità di tar prodotto e la sua composizione dipendono principalmente da tre

fattori:

1. La tipologia e proprietà della biomassa impiegata (dimensione, umidità ecc)

2. Le condizione operative di gassificazione (pressione,temperatura ecc)

3. Il tipo di gassificatore

I gassificatori a letto fisso downdraft possono produrre un gas molto pulito, con meno di

0,1 g/Nm3 , anche se tipicamente la concentrazione di tar si aggira attorno ai 0,5-1,5

g/Nm3. I reattori a letto fluido producono un gas con concentrazioni variabili tra 1,5 e 15

g/Nm3, mentre nei reattori a letto fisso updraft le cose peggiorano e le concentrazioni

52

sono variabili tra 20 e 100 g/Nm3. Più alta è la concentrazione di tar nei prodotti,minore

sarà la produzione di gas e quindi minore l’efficienza del processo di gassificazione.

I problemi legati all’eccessiva concentrazione di tar sono molteplici e pregiudicano

l’impiego del gas in determinate applicazioni. Quando la temperatura del gas prodotto

scende sotto i 400°C gli idrocarburi pesanti che compongono il tar condensano e questo

di norma avviene sulle superfici dei componenti a valle del reattore (filtro, scambiatore,

ecc.)causando l’ostruzione e lo sporcamento di tubi, valvole e condotti.

Internamente al gassificatore possiamo avere deposito e incrostazioni causati dalla

polimerizzazione del tar in fase gassosa, infatti a temperature elevate, oltre i 900°C, gli

idrocarburi pesanti pirolizzano formando un composto fuligginoso. La stessa reazione

avviene anche a temperature inferiori partendo dal char in fase liquida, solo che le

velocità di reazione sono molto basse.

Tutte le conseguenze citate, dopo un certo periodo di funzionamento del reattore,

possono portare al blocco del sistema con disagi e costi ulteriori [17].

3.7.1 Eliminazione del tar

Dato l’elevato potere calorifico degli idrocarburi che costituiscono il tar, i processi di

conversione sono da preferire rispetto a quelli di semplice rimozione. Salvo il fatto di

operare con un gassificatore in pressione associato ad una turbina a gas,dove in tar

viene bruciato nel combustore di quest’ultima, negli altri casi è necessario raffreddare il

gas prima dell’utilizzo (in motori a combustione interna ad esempio), è necessario

dunque disporre di un gas finale con concentrazioni di tar molto basse [11, 17].

E’ importante dunque minimizzare il contenuto di tar nel gas; le metodologie impiegate

sono sostanzialmente due:

1. Metodi primari

2. Metodi secondari

3.7.2 Metodi primari

I metodi primari sono realizzati principalmente mediante un’ottimizzazione del processo

di gassificazione ottenuto attraverso una scelta oculata del combustibile, una

ottimizzazione delle condizioni operative e del disegno del reattore o mediante l’utilizzo

53

di un catalizzatore di gassificazione. L’adozione di un metodo primario dovrebbe

virtualmente eliminare la necessità i utilizzo di successivi metodi secondari.

Sfortunatamente a tutt’oggi la completa rimozione del tar con metodi primari si ottiene

solo con combustibili già di ottima qualità, mentre con combustibili di più bassa qualità o

con biomasse scadenti se ne riesce solo a ridurre la quantità ma in genere in modo

insufficiente a garantire gli standard previsti per le successive applicazioni del syngas.

In generale un aumento della temperatura di gassificazione e quindi dei gas di uscita in

un reattore a letto fisso riduce sia la quantità che il numero di composti presenti nel tar.

Studi sulla gassificazione utilizzando come cariche biomasse, hanno mostrato, infatti,

che esposizioni a temperature crescenti provocano una modifica sostanziale della

composizione del tar e che temperature di circa 1000°C riducono a valori estremamente

bassi il contenuto di tar nel syngas La Fig. 3.12 , fornisce però un andamento qualitativo

di riduzione del tar con la temperatura.

Figura 3.12 Riduzione del tar in funzione della temperatura

La pressione non sembra avere una grossa influenza sul processo di gassificazione,

tuttavia esperimenti, hanno mostrato che un aumento della pressione operativa al di

54

sopra dei 20 bar riduce la quantità di tar nel syngas anche se non sembra una strada

percorribile in quanto il rendimento di gassificazione risulta peggiorare con pressioni

superiori ai 12-13 bar.

Il rapporto ossigeno/carbonio influenza in maniera marcata la quantità di tar, che

diminuisce all’aumentare del rapporto ossigeno/carbonio. E’ ovvio però che la maggior

disponibilità di ossigeno, se da una parte riduce la quantità di tar, dall’altra aumenta la

percentuale di CO2 nei gas a scapito del CO e dell’H2, diminuendo così il potere calorifico

del gas.

Non meno importante è la scelta della configurazione del gassificatore. La scelta

pertanto cadrà inevitabilmente su tipologia a letto fisso downdraft per piccole taglie, o a

letto fluido per potenze elevate.

3.7.3 Cracking catalitico

La distruzione catalitica del tar prevede l’impiego di catalizzatori per rompere le catene

di idrocarburi pesanti che costituiscono il tar. Questi catalizzatori, da inserire

direttamente nel reattore,promuovono una serie di reazioni chimiche che oltre a

distruggere il tar presente favoriscono le reazioni di gassificazione del char. I catalizzatori

usati possono essere di origine metallica o non metallica, alcuni tipi sono : catalizzatori a

base di Nickel, la dolomite calcinata e la magnesite, la zeolite l’olivina e i catalizzatori

ferrosi. Di norma tutti i catalizzatori sono sensibili alle impurità presenti nel syngas che

possono portare al loro avvelenamento.

L’eliminazione del tar attraverso l’uso della dolomite calcinata, che risulta essere il

materiale attivo più impiegato a causa del basso costo, è dovuta principalmente alle

reazioni di reforming acqua-gas a temperature attorno a 750-900°C. La riduzione del tar

risulta marcata, fino a 1-2 g/Nm3 per gli idrocarburi leggeri e inferiore a 0,1-0,3 g/Nm3

per gli idrocarburi pesanti. La composizione del gas e il potere calorifico non subisce

grandi cambiamenti, la diminuzione del CO è compensata dall’aumento di H2 , mentre il

CH4 resta pressoché invariato. Se nei gassificatori a letto fisso, il modesto movimento dei

reagenti può causare la non completa distruzione del tar, nei reattori a letto fluido

l’eccessiva turbolenza comporta l’erosione delle particelle di dolomite da parte del silicio

che compone il letto del gassificatore, con conseguente neutralizzazione del

catalizzatore [11, 20].

3.7.5 Cracking termico

Il cracking termico del tar consiste nella distruzione delle molecole che lo compongono

mediante l’esposizione ad lata temperatura, fino anche a 100

temperatura per garantire la distruzione dipende dalla composizione del tar stesso e

dalle condizioni operative.

Se si opera aumentando la temperatura di lavoro del reattore, cosa non sempre

possibile in quanto ogni biomassa

range di temperature raggiungibili

diminuisce la quantità di tar nel syngas, ma varia anche la composizione del gas stesso

[17].

Figura 3.13 Range di temperatura del reattore con diverse biomasse e influenze sulle altre grandezze

Si può alternativamente agire sul tempo di perman

alta temperatura del reattore, ottimizzando il valore della portata del gas. Questo

accorgimento è il metodo che permette ai gassificatori downdraft di produrre un gas con

basso contenuto di tar, infatti il gas attraversando la zona di ossidazione

superiore ai 1000°C) in un tempo sufficientemente lungo permette alle reazioni di

cracking di eliminare gran parte del catrame contenuto

55


mico del tar consiste nella distruzione delle molecole che lo compongono

mediante l’esposizione ad lata temperatura, fino anche a 1000°C. Il valore minimo della


izioni operative.


possibile in quanto ogni biomassa impiegata come alimentazione ha tipicamente

range di temperature raggiungibili durante la reazione (fig.3.13)


Range di temperatura del reattore con diverse biomasse e influenze sulle altre grandezze

i può alternativamente agire sul tempo di permanenza del syngas presso la zona a


metodo che permette ai gassificatori downdraft di produrre un gas con

basso contenuto di tar, infatti il gas attraversando la zona di ossidazione


cracking di eliminare gran parte del catrame contenuto [11].


mico del tar consiste nella distruzione delle molecole che lo compongono

Il valore minimo della



tipicamente un suo

(fig.3.13), normalmente si


Range di temperatura del reattore con diverse biomasse e influenze sulle altre grandezze

enza del syngas presso la zona a più


metodo che permette ai gassificatori downdraft di produrre un gas con

basso contenuto di tar, infatti il gas attraversando la zona di ossidazione (temperatura


56

3.7.4 Metodi secondari

Sono costituiti da sistemi per la rimozione del tar e del particolato posti a valle

dell’impianto di gassificazione e possono essere sia fisici che chimici (reattivi). Nei

sistemi fisici la rimozione del particolato e del tar avviene per separazione fisica

mediante l’uso di cicloni, filtri, scrubber o separatori elettrostatici ad umido. Questi

metodi risultano in generale essere abbastanza efficienti nella rimozione del particolato,

molto meno nella riduzione del tar. Nei metodi reattivi, al contrario, quello che si cerca

di realizzare è la conversione del tar in composti gassosi o comunque più facilmente

separabili. Proprio per questa complementarietà, spesso entrambe le tecnologie sono

utilizzate in serie tra di loro, prevedendo in un primo stadio la conversione del tar e

quindi in un successivo stadio la rimozione del particolato, o viceversa [17].

57

Capitolo 4 – I gassificatori

In questo capitolo vengono esposti i diversi sistemi di gassificazione con relative

problematiche tecniche e operative, distinguendo le varie tipologie di gassificatori in

base alle caratteristiche, alla configurazione interna, alla modalità di processo e alla

qualità del gas prodotto.

4.1 Tipologie di gassificatori

Attualmente esistono in commercio o allo stato di prototipo molteplici tipologie e taglie

di gassificatori (tabella.4.1).

Possiamo operare una classificazione in base a diversi aspetti tecnici e funzionali, ma di

norma si opera una prima distinzione tra gassificatori di tipo diretto e gassificatori di tipo

indiretto. Nei gassificatori di tipo diretto è la combustione di una parte dei prodotti

pirolitici fornisce calore per la pirolisi e la gassificazione stessa e avviene di fatto dentro

lo stesso reattore; nei gassificatori di tipo indiretto la combustione avviene in una

combustore separato e il calore è trasportato verso la zona di pirolisi da un flusso

incandescente di sabbia o altro materiale idoneo. Il trasporto del calore è il punto critico

di questa tecnologia e ne ha rallentato lo sviluppo.

Ulteriori criteri di classificazione dei gassificatori sono: la pressione di esercizio, l’agente

gassificante utilizzato, il tipo di costruzione interna.

La pressione di esercizio nei gassificatori di tipo indiretto è normalmente pari o di poco

superiore a quella atmosferica, mentre in quelli di tipo diretto si possono raggiungere

pressioni notevolmente superiori, con il vantaggio di avere un prodotto finale costituito

da syngas che non necessita di essere compresso.

La scelta dell’agente gassificante è un aspetto molto importante, perché le

caratteristiche del gas di sintesi prodotto dipendono direttamente da questa scelta. La

composizione e il potere calorifico variano molto con l’agente gassificante: con aria il gas

ha un basso contenuto energetico specifico, sull’ordine di 4-6 MJ/Nm3, operando invece

con ossigeno puro come agente gassificante si ottiene un gas con un potere calorifico

più elevato, con valori tra 12 e 18 MJ/Nm3.

Il tipo di costruzione interna del gassificatore è il parametro di distinzione più

comunemente usato, abbiamo dunque:

58

• Gassificatori a letto fisso;

• Gassificatori a letto fluido;

• Gassificatori a letto trascinato.

A loro volta i gassificatori a letto fisso si distinguono in base al moto relativo che

internamente la biomassa affronta rispetto al flusso dell’agente gassificante; si dividono

in :

• Equicorrente ( downdraft);

• Controcorrente (updraft).

Le tipologie di gassificatori a letto trascinato e a ciclone (che verrà citata più avanti)

possono essere di fatto incluse tra i gassificatori a letto fluido. La seguente tabella

racchiude tutte le tipologie esistenti [15].

Tabella 4.1 Tipologie di gassificatori

La scelta di una data configurazione deve essere ponderata in base alle caratteristiche

della biomassa impiegata, la potenza richiesta, la composizione del gas di sintesi

ottenuto e ai costi dell’intero impianto.

Dalle esperienze impiantistiche vissute finora e dai vari problemi riscontrati è possibile,

note le esigenze specificate precedentemente, indirizzare già il proprio interesse verso

una tipologia specifica di gassificatore. In fig.4.1 vengono rappresentate le taglie dei

gassificatori in funzione della portata di combustibile trattato .

59

Figura 4.1 Tipologia di gassificatori in funzione della portata oraria di combustibile

Nel seguito verrà condotta un’analisi delle principali tipologie di gassificatori, con

particolare attenzione alle prestazioni, caratteristiche di funzionamento e problematiche

riscontrate.

4.2 Gassificatori a letto fisso

I gassificatori a letto fisso vengono così definiti perché caratterizzati da una griglia che

supporta la zona di reazione, e che separa la zona di gassificazione dalla zona di

riduzione. Come specificato in precedenza si distinguono in due ulteriori tipologie,

equicorrente e controcorrente, essenzialmente a seconda del punto di immissione

dell’agente gassificante, e di prelievo del gas di sintesi.

I gassificatori a letto fisso sono indicati per potenze medio-piccole, (fino a portate di

combustibile di 2500 kg/h ) in quanto comportano l’utilizzo di tecnologie costruttive e di

gestione relativamente semplici e affidabili. Per potenze superiori, e dunque dimensioni

superiori del reattore, si possono incontrare problemi relativi al deflusso interno della

biomassa, detti problemi di ponteggio, che comportano oltre ad un flusso gassoso non

omogeneo anche una distribuzione non ottimale delle temperature nella zona di

reazione;temperature che in condizioni operative spaziano in un ampio range di valori,

tra 200°C fino a 1200°C, mentre in condizioni di criticità (nel caso di poteggio della

biomassa) possono raggiungere i 1500°C con possibilità di fusione delle ceneri.

60

Temperature non uniformi hanno inoltre ripercussioni sulle reazioni di gassificazione e

dunque sulla composizione finale del syngas. Il syngas di norma è prodotto attraverso

l’impiego di aria come agente gassificante, in accordo con la semplicità costruttiva, ed ha

un potere calorifico inferiore compreso tra i 4 e i 6MJ/Nm3.

Il combustibile di alimentazione è normalmente costituito da biomassa ligno-cellulosica

ridotta di dimensione attraverso cippatura; altri tipi di biomasse derivanti da culture

erbacee non vengono impiegati.

Sintetizzando, i vantaggi di questa tecnologia sono : la produzione di un syngas di buona

qualità e relativamente pulito, un alto valore di conversione del char e pochi problemi

legati alla pulizia interna del reattore. Gli svantaggi sono principalmente dovuti alla

difficoltà di implementare questa tecnologia in taglie maggiori dove risulta difficoltoso

ottenere distribuzioni ottimali delle temperature interne compromettendo così

l’andamento delle reazioni. Il combustibile introdotto deve inoltre avere un basso grado

di umidità, già idoneo all’utilizzo.

4.2.1 Gassificatori a letto fisso Downdraft

I gassificatori di tipo equicorrente sono caratterizzati da un moto relativo della biomassa

combustibile e del gas nella stessa direzione. L’alimentazione avviene dall’alto del

reattore,l’agente gassificante viene immesso lateralmente in corrispondenza della zona

di gassificazione e l’estrazione del syngas e della cenere avvengono dal basso (fig. 4.2).

Figura 4.2 Schema gassificatore downdraft e grafico delle temperature operative

61

La biomassa attraverso il sistema di caricamento viene inserita dalla sommità del

reattore dove subisce una prima fase di essicazione a temperatura tra i 200 e 600°C,

procedendo nel reattore si trova la zona di de volatilizzazione dove avviene la pirolisi

della biomassa a temperature tra i 600 e 1000°C. Il calore necessario per queste prime

due fasi, essendo il gassificatore di tipo diretto, deriva dalla combustione di una parte

dei prodotti della pirolisi, e si propaga essenzialmente per radiazione e in parte per

convezione.

I prodotti della pirolisi, char e gas, passano successivamente nella zona di ossidazione, a

temperatura prossima ai 1200°C, dove avviene la combustione di una parte di questi a

seconda del progetto del gassificatore e delle condizioni operative. In corrispondenza

della zona di ossidazione avviene anche l’insufflaggio dell’agente gassificante, che nella

successiva zona di riduzione, interagendo con i prodotti derivanti dall’ossidazione,

(CO2,char,vapore acqueo), dà luogo alle reazioni di riduzione che formano il syngas

finale. I valori in tabella 4.2 sono relativi alla composizione tipica del syngas prodotto con

un reattore downdraft.

Agente ossidante H2 CO CO2 CH4 N2 Contenuto ceneri

ARIA 11 24 9 3 53 Medio

Tabella 4.2 Composizione media syngas da gassificatore downdraft

La zona di ossidazione è collocata in corrispondenza ad un restringimento della sezione

interna del reattore, detta zona di gola; attraverso questo accorgimento si crea una zona

concentrata ad alta temperatura attraverso la quale passano i gas pirolitici e con il

risultato di degradare per via termica il tar che contengono.

Il diametro di questa sezione ristretta è calcolato a partire da molteplici parametri, e di

norma è un valore di compromesso per realizzare una buona pulizia dei gas pirolitici

(velocità di passaggio dei gas non troppo elevata) e massimizzare la portata di

combustibile trattata dal reattore.

Il gas prodotto fuoriesce molto caldo dal reattore (800-900°C), per cui deve essere

raffreddato prima dell’impiego, inoltre possiede un basso contenuto di tar grazie al

thermal cracking nella zona a più alta temperatura. Per contro il contenuto di particolato

62

nel gas è elevato, e dopo la fase di raffreddamento è necessaria un’ accurata filtrazione.

Per un corretto funzionamento del gassificatore è necessario impiegare come

combustibile biomassa relativamente secca, con grado di umidità inferiore al 30%,in

quanto non essendoci scambio termico tra il gas ad alta temperatura e la biomassa in

ingresso, la fase di essiccazione è meno efficace. Inoltre, bisogna evitare pezzature

troppo elevate del combustibile che possono favorire fenomeni di ponteggio e

intasamento della sezione di gola.

In sintesi questa gassificatori costituiscono una tecnologia semplice e affidabile, il

principale vantaggio consiste sempre nel produrre un gas con ridotto contenuto di tar e

quindi adatto all’impiego in motori a combustione interna per cogenerazione su piccola

scala previo raffreddamento ed eliminazione delle ceneri che contiene. Necessitano

però di una biomassa relativamente secca e con pezzatura regolare, caratteristiche per

altro riscontrabili in un cippato standard senza particolari accorgimenti [6, 11, 12].

4.2.2 Gassificatori a letto fisso updraft (controcorrente)

In questa tipologia di gassificatori, il moto della biomassa è opposto a quello dell’agente

gassificante e del syngas; l’alimentazione avviene sempre dalla sommità del reattore

come l’estrazione del gas prodotto mentre l’immissione dell’agente gassificante e

l’estrazione delle ceneri avvengono dal fondo (fig. 4.3).

Figura 4.3 Schema gassificatore updraft e grafico delle temperature operative

63

Una volta caricata la biomassa subisce una prima essicazione nell’omonima zona del

reattore a una temperatura prossima ai 400°C, seguita poi dalla zona di pirolisi dove

avviene la de volatilizzazione del combustibile con formazione di char e gas volatili. In

questa tipologia di reattori la zona di riduzione, dove avvengono le principali reazioni di

gassificazione del char, vapore acqueo e CO2 è interposta tra la precedente zona di

pirolisi e la zona di ossidazione, dove la combustione di una parte dei prodotti pirolitici, a

temperatura di 1000-1300°C, fornisce il calore per tutto il processo. Calore distribuito

prevalentemente dal flusso dei gas in controcorrente rispetto alla biomassa.

Al margine inferiore del reattore troviamo la griglia interna, con lo scopo di sostenere il

char che reagisce, nella fase di combustione, con l’ossigeno contenuto nell’agente

gassificante immesso da sotto la griglia stessa. I prodotti dell’ossidazione, CO2 e vapore

acqueo, fluiscono verso l’alto, mentre la cenere residua si accumula sul fondo del

gassificatore. Da notare che non è presente alcuna zona di gola o restringimenti della

sezione del gassificatore.

Il gas prodotto esce dal reattore ad una temperatura relativamente bassa, circa 200-

300°C, dopo aver ceduto calore alla biomassa di alimentazione, di norma ha un

contenuto di tar non trascurabile, tanto da obbligare all’impiego di un sistema di pulizia

(gas clearing) prima dell’utilizzo finale. Il motivo di tale inquinamento del gas deriva dal

fatto che, durante la reazione di pirolisi viene prodotta una notevole quantità di tar

sottoforma di vapori, una buona parte di questi vapori viene trascinata verso l’alto dal

deflusso del gas, dove una parte condensa al contatto con la biomassa nella zona di

essicazione e una parte la ritroviamo nel syngas finale. Di fatto non avviene alcun

thermal cracking del tar.

L’agente gassificante normalmente impiegato è aria ambiente, anche se in qualche caso

è stato sperimentato l’impiego di ossigeno. La composizione del syngas varia come

segue in tabella 4.3


ARIA 17 21 13 1 48 Basso

OSSIGENO 32 48 15 2 3 Basso

Tabella 4.3 Composizione media syngas da gassificatore updraft

64

La sezione interna del gassificatore, regolare lungo tutto il percorso, permette l’utilizzo

di biomassa di dimensioni eterogenee in quanto i rischi di ponteggio sono minori; resta il

fatto che la riduzione in piccole parti del combustibile ne aumenta la superficie attiva

facilitando le reazioni. La configurazione equicorrente inoltre permette un’efficace

processo di essicazione del combustibile di alimentazione, permettendo l’impiego

diretto di biomasse con umidità superiori al 50%.

4.2.3 Gassificatore a letto fisso crossdraft

Il funzionamento dei gassificatori crossdraft è simile a quello descritto per gli updraft, la

biomassa viene sempre caricata dall’alto, solo che le prese per l’immissione dell’agente

gassificante e l’estrazione del gas sono poste lateralmente sullo stesso livello (fig. 4.4).

Figura 4.4 Schema gassificatore crossdraft

Le varie fasi del processo sono distinguibili in più zone concentriche a partire dal punto

di immissione dell’agente gassificante, di norma aria, in corrispondenza al quale avviene

la combustione di una parte dei prodotti pirolitici che fornisce il calore necessario alle

adiacenti zone di riduzione, pirolisi ed essicazione .Una griglia sottostante sostiene il

char reagente nella zona di ossidazione e permette lo scarico delle ceneri. Il gas prodotto

esce ad una temperatura elevata (800-900°C).

65

In questo tipo di gassificatori non è realizzato alcun cracking termico del tar per cui il

syngas prodotto necessita di un’ accurata pulizia prima dell’impiego; la zona di

essicazione ha un funzionamento analogo alla conformazione downdraft con scambi di

calore prevalentemente radiativi, è quindi opportuno impiegare una biomassa con grado

di umidità relativamente basso.

I gassificatori crossdraft di fatto sono raramente alimentati con biomassa vegetale, ma è

preferito l’impiego di carbone vegetale di buona qualità, per avere un syngas prodotto

relativamente pulito.

4.2.4 Problematiche comuni

A prescindere dalla configurazione del gassificatore, per realizzare un buon controllo di

tutta la fase di gassificazione, oltre a misurare opportunamente la quantità di agente

gassificante immesso, è necessario impedire l’ingresso di ulteriore ossigeno nel reattore.

Il sistema di carico del combustibile e di scarico delle ceneri devono rispondere a questa

esigenza, per questo sono impiegate più valvole di tenuta disposte in serie per evitare

ogni infiltrazione. Viceversa ogni trafilamento di gas dal reattore verso l’esterno o i

sistemi di carico combustibile e scarico cenere può portare al rischio di esplosione. Nella

tipologia updraft, in particolare, il punto di ingresso della biomassa e di uscita del gas

sono situati nella stessa posizione, per questo i sistemi di chiusura devono essere efficaci

e affidabili. Il posizionamento del reattore in un locale areato è comunque sempre da

preferire.

La produzione di tar in un gassificatore a letto fisso è inevitabile, può essere in gran

parte distrutto attraverso il cracking termico nei downdraft, ma comunque bisogna

prestare particolare attenzione a possibili condense e formazione di catrame sulle

superfici interne e nelle condotte a contatto con il gas che può portare a intasamento.

Produzioni elevate di tar possono dipendere da cicli di funzionamento non regolari,

impiego di biomassa con umidità elevata o irregolarità nel deflusso e distribuzione della

temperatura interna.

Un’altra frequente problematica è il blocco del gassificatore: può dipendere dal blocco

del flusso del combustibile dovuto ad un aumento della produzione di tar, o a fenomeni

66

di ponteggio, tipicamente nella sezione di gola dei downdraft. Si può intervenire

attraverso scuotimenti del materiale bloccato o con appositi spintori. L’intasamento

della griglia di sostegno è un’altra causa di blocco, infatti oltre ad impedire lo scarico

della cenere blocca anche il flusso dell’agente gassificante negli updraft portando allo

spegnimento del reattore; per questo sono di norma presenti delle griglie mobili

azionate da un servomotore per garantire la continuità del ciclo.

I materiali di costruzione del gassificatore devono resistere alla alte temperatura e ai

gradienti di temperatura tra le diverse zone, devono inoltre resistere all’azione corrosiva

da parte del char e tar. Le zone più sollecitate sono tipicamente la zona di gola nei

downdraft e la zona della griglia inferiore negli updraft.

4.3 Gassificatori a letto fluido

I gassificatori a letto fluido, in passato ampiamente utilizzati per la gassificazione del

carbone, sono notevolmente impiegati anche per la conversione della biomassa (fig.

4.5).

Figura 4.5 Schema gassificatori a letto fluido bollente (sinistra) e a letto fluido circolante (destra)

Per letto fluido si intende in generale una sospensione di particelle solide in una

corrente ascendente di gas, che, raggiunta una determinata velocità, fa si che il letto,

composto da fase solida e da fase gassosa si comporti come un vero e proprio liquido.

Applicata alla gassificazione, la tecnologia a letto fluido garantisce un’ottima

67

miscelazione tra l’agente gassificante e la biomassa che viene immessa normalmente

con una pezzature tra i 20 e i 50 millimetri. Operando in questo modo, rispetto ai sistemi

a letto fisso, si ottiene una più uniforme distribuzione della temperatura nella zona di

gassificazione, un aumento della velocità di reazione e una maggiore resa complessiva

del syngas. All’interno del reattore può essere poi presente anche del materiale inerte

fluidizzante (sabbia silicea,allumina,ossidi refrattari), che ha il compito di migliorare la

diffusione del calore tra le varie particelle di sostanza organica. Uno dei principali

problemi di questa tecnologia è la tendenza per effetto delle alte temperature, alla

sinterizzazione della sabbia silicea che tende poi a reagire con i metalli alcalini (Na e K)

contenuti nella cenere; pertanto in presenza di biomasse con alto contenuto di cenere è

opportuno sostituire questo agente fluidificante con allumina o composti metallici, come

ad esempio sabbia cromitica. Nelle applicazioni in cui è necessario invece l’uso di

catalizzatori, quando cioè si deve favorire il processo di gassificazione o si intende

modificare la composizione finale del gas di sintesi, i materiali inerti precedentemente

menzionati possono essere sostituiti proprio dall’agente catalitico. Le temperature di

esercizio, uniformi su tutto il reattore, sono mediamente pari a 800–900 °C, mentre le

taglie sono sempre superiori a 1 MW. Il syngas ottenuto da questa categoria di

gassificatori contiene comunque un significativo quantitativo di tar (superiore rispetto a

quello presente nel gasogeno sviluppato dai gassificatori downdraft) nonché di particelle

solide (char, cenere,sabbia) e pertanto le operazioni di pulizia sono ancora una volta

necessarie. Con questi sistemi, poi, è possibile operare anche in maniera pressurizzata, il

vantaggio è quello di aumentare la capacità produttiva, e ridurre, o eliminare del tutto,

la compressione a monte della turbina; questo nel caso in cui ovviamente il syngas

venga utilizzato per alimentare un impianto turbogas. Operando ad alta pressione poi

diminuisce anche la tendenza a sinterizzare della cenere e si ha la possibilità di avere,

rispetto ai gassificatori atmosferici, dimensioni più contenute dei reattori. Se questi sono

i principali aspetti positivi, non mancano tuttavia gli inconvenienti come ad esempio:

• la difficoltà nell’alimentazione della biomassa nel reattore;

• i costi di investimento maggiori rispetto a quelli sostenuti per i gassificatori

atmosferici, bilanciati comunque da rendimenti più elevati (la convenienza

economica si ha a partire da potenze di 30–50 MW)

• i dispositivi di pulizia a caldo del gas,che sono

Allo stato attuale comunque l’ut

per taglie superiori ai 100 MW, è quello connesso alla predisposizione di impianti IGCC

(Integrated Gassifier Com-bined Cycle) dove la produzione di energia elettrica può

raggiungere rendimenti anche del 35

4.3.1 Gassificatori a letto fluido bollente

I gassificatori a letto fluido bollente sono costituiti da un reattore con all’interno una

grata posta sul fondo e attraverso la quale viene introdotto l’agente gassificante e

responsabile della movimentazione del letto fluido di materiale posto sopra la grata, nel

quale viene introdotta la biomassa opportunamente preparata.

Figura 4.6 Schema gassificatore

In questi sistemi, l’altezza del letto, ovvero la regione nella quale il flusso ascendente di

gas mantiene in sospensione la fase solida, è tipicamente compresa tra 1 e 2 metri;

queste ridotte dimensioni si giustificano con

68

i dispositivi di pulizia a caldo del gas,che sono costosi e ancora in fase di svi

Allo stato attuale comunque l’utilizzo più efficace dei reattori PFB (pressurized fluidbed),


bined Cycle) dove la produzione di energia elettrica può

nche del 35–40%.

Gassificatori a letto fluido bollente (BFB)



e della movimentazione del letto fluido di materiale posto sopra la grata, nel

quale viene introdotta la biomassa opportunamente preparata.

assificatore a letto fluido bollentye e grafico delle temperature operative



queste ridotte dimensioni si giustificano con il fatto che l’agente gassificante (aria,

costosi e ancora in fase di sviluppo.

ilizzo più efficace dei reattori PFB (pressurized fluidbed),


bined Cycle) dove la produzione di energia elettrica può



e della movimentazione del letto fluido di materiale posto sopra la grata, nel

co delle temperature operative.



il fatto che l’agente gassificante (aria,

69

ossigeno o vapore) viene immesso, alla base del reattore, ad una velocità non

particolarmente elevata e comunque mai superiore ai 2m/s. All’interno di questa zona

fluidizzata,che si colloca nella parte bassa del gassificatore subito sopra la griglia, la

biomassa, introdotta lateralmente, viene pirolizzata a formare componenti gassose e

parti carbonizzate che sono a loro volta convertite in syngas mediante le reazioni di

riduzione. Nel letto fluido si formano quindi delle vere e proprie bolle di gas che,una

volta raggiunta la superficie, si liberano andandosi ad accumulare nella parte alta del

reattore dove è presente una zona costituita unicamente da fase gassosa. La formazione

di queste bolle, poi, crea nel letto una sorta di ebollizione che ha l’effetto di migliorare

ulteriormente l’agitazione interna e la miscelazione tra le varie fasi. Le temperature

operative, che vengono regolate tramite il semplice controllo del rapporto

aria/biomassa, sono comprese tipicamente tra i 700 e i 900 °C e ciò permette di ottenere

un syngas con un basso contenuto di catrami, che generalmente non supera i 3 g/Nm3.

In tabella 4.4 è proposta la composizione media del syngas prodotto da un BFB.


ARIA 9 14 20 7 50 Medio

Tabella 4.4 Composizione media syngas da gassificatore BFB

Differente è invece i discorso relativo alle ceneri. Queste, oltre ad essere presenti nel gas

di sintesi in quantità abbastanza rilevanti (superiori rispetto ai gassificatori a letto fisso),

tendono, se la temperatura interna è troppo alta, a raggiungere la condizione di fusione,

creando così un pericoloso intasamento del reattore. Per tale motivo si preferisce

utilizzare come combustibili biomasse che presentano un elevato punto di fusione delle

ceneri (> 1.000 °C); risultano quindi idonee quelle di natura ligno-cellulosica, mentre

sono sconsigliabili i prodotti erbacei che porterebbero, per evitare questo problema, a

limitare la tempe-ratura di esercizio del reattore. Il regime termico, che si cerca

comunque di mantenere limitato per scongiurare il fenomeno della sinterizzazione, può

considerarsi, grazie anche alla presenza di materiale inerte in sospensione nella colonna

ascendente di gas, praticamente costante su tutto il letto fluido. Questa

caratteristica,unitamente al buon grado di agitazione presente all’interno del reattore,

fa si che la velocità di reazione sia particolarmente elevata con conseguenti tempi di

residenza della biomassa nel gassificatore estremamente brevi. I reattori BFB, nei quali è

possibile introdurre anche opportuni agenti catalitici per favorire il cracking dei tar o

modificare la composizione finale del syngas prodotto, sono generalmente

con diverse tipologie di biomassa anche di diverse dimensioni granulometriche. A questa

estrema flessibilità intermini di pezzatura e composizione della carica, si aggiungono la

facilità di accensione e spegnimento del reattore e la sua elevat

(10–15 t/h di biomassa secca); di contro va invece segnalata la presenza di carboni nelle

ceneri e l’alta temperatura del gas prodotto, sintomi entrambi di una efficienza di

conversione non particolarmente elevata.

4.3.2 Gassificatori a letto fluido circolante (CFB)

Nei gassificatori a letto fluido circolante la maggiore vel

compiere alle particelle un moto rotatorio attraverso le varie parti che lo compongono.

Figura 4

In questi impianti il reattore si sviluppa soprattutto in altezza arrivando sino a 8 metri; il

diametro invece, a differenza dei sistemi a letto fluido, risulta abbastanza limitato

mentre molto più elevata è la velocità di fluidizzazione che supera i 4 m/s fino a 7

70


modificare la composizione finale del syngas prodotto, sono generalmente



facilità di accensione e spegnimento del reattore e la sua elevata capacità volumetrica

15 t/h di biomassa secca); di contro va invece segnalata la presenza di carboni nelle


conversione non particolarmente elevata.

ri a letto fluido circolante (CFB)

Nei gassificatori a letto fluido circolante la maggiore velocità dell’agente gassificante


4.7 Schema gassificatore a letto fluido circolante


diametro invece, a differenza dei sistemi a letto fluido, risulta abbastanza limitato

re molto più elevata è la velocità di fluidizzazione che supera i 4 m/s fino a 7


modificare la composizione finale del syngas prodotto, sono generalmente alimentabili



a capacità volumetrica

15 t/h di biomassa secca); di contro va invece segnalata la presenza di carboni nelle


ocità dell’agente gassificante fa



diametro invece, a differenza dei sistemi a letto fluido, risulta abbastanza limitato,

re molto più elevata è la velocità di fluidizzazione che supera i 4 m/s fino a 7-8 m/s.

71

Tutto ciò fa sì che le particelle solide (char ed eventualmente materiale inerte) vengano

trascinate in sospensione fino addirittura ad uscire dalla colonna principale del reattore

che pertanto è affiancato, nella parte sommitale, da un ciclone che separa dal gas tali

componenti le quali, al loro volta, vengono reintrodotte, tramite un apposito condotto,

alla base del gassificatore: da qui appunto il nome di letto circolante. Il combustibile

viene inserito nella parte inferiore del corpo del gassificatore, ad una certa distanza al di

sopra della griglia di distribuzione dell’aria. Una volta all’interno, le particelle di

biomassa cominciano a disidratarsi per poi subire in modo abbastanza rapido il processo

di pirolisi. Da questo, come noto, si sviluppa sia una componente gassosa, che si muove

verso la parte superiore del reattore, che una frazione carbonizzata che in parte rimane

all’interno del letto e in parte viene trascinata dai gas e dagli altri elementi circolanti

verso il filtro a ciclone. Dopo la separazione, i char trattenuti vengono come visto

rimandati nel gassificatore dove, per mezzo dell’aria (o dell’ossigeno) insufflata, avviene

la loro parziale ossidazione e la successiva riduzione con formazione dei principali

componenti del syngas. Nella colonna principale del reattore si possono allora

distinguere, a partire dal basso, tre zone differenti:

1. fase densa, caratterizzata da una elevata densità e dalla formazione di bolle di

gas che tendono a salire in superficie;

2. fase intermedia, dove il flusso delle particelle solide si manifesta creando delle

nuvole a diversa densità in cui si crea un fenomeno di instabilità analogo a quello

della formazione delle bolle;

3. fase diluita, in cui la miscelazione del solido nel gas è ormai omogenea e la

densità risulta minore.

In questa tipologia di gassificatori non esiste dunque, come accade nei sistemi BFB, il

pelo libero del letto fluido o una zona costituita dalla sola fase gassosa; questa infatti,

per tutta l’altezza del reattore, risulta miscelata alla componente solida che tende ad

addensarsi maggiormente negli strati bassi solamente per effetto della gravità.

Diverse sperimentazioni sono state eseguite utilizzando ossigeno come fattore

gassificante con discreti risultati. In tabella 4.5 è proposta la composizione media del

syngas prodotto da un CFB.

72


OSSIGENO 57 26,3 12,3 1,7 2,7 Medio

Tabella 4.5 Composizione media syngas da gassificatore CFB

I gassificatori a letto fluido circolante, specialmente quelli atmosferici, sono adatti ad

una grande varietà di biomasse; le portate di alimentazione sono maggiori alle 15 t/h,

mentre le taglie vanno dai pochi MWt fino a circa 100 MWt e non è pregiudicata la

possibilità di realizzare sistemi CFB con potenze anche maggiori [6, 10].

4.3.3 Gassificatori a letto fluido trascinato

I gassificatori a letto fluido trascinato non hanno al loro interno un materiale inerte

fluidificante e operano con il combustibile e l’agente gassificante in equicorrente (fig.

4.8).

Figura 4.8 Schema gassificatore a letto fluido trascinato

La caratteristica principale di questi siste-mi è quella di avere temperature operative

molto alte, superiori anche ai 1.200 °C,che permettono di ottenere un syngas con

contenuto di tar pressoché nullo. Per la realizzazione del processo è richiesta una

biomassa di dimensioni molto fini per facilitare lo spostamento e il trasporto nel gas. Per

quanto riguarda le ceneri poi, queste, con un simile regime termico, tendono a

raggiungere lo stato liquido e ciò di fatto consente di realizzare una loro più facile

rimozione. Appare evidente dunque che questa categoria di gassificatori è

particolarmente indicata proprio per il trattamento delle biomasse, fermo restando

comunque che a causa dei sofisticati dispositivi di controllo, molto onerosi dal punto di

73

vista economico, l’utilizzo di questa tecnologia si giustifica solamente in impianti di

grande scala. Tipicamente l’agente ossidante impiegato è ossigeno puro o vapore

acqueo surriscaldato, cosa che comporta costi superiori rispetto ad un sistema BFB o

CFB classici [6].

4.3.4 Gassificatori dual bed

Come già accennato precedentemente, quando si parla di gassificatori indiretti si ha a

che fare con una tecnologia in cui la biomassa, anziché subire un processo di ossidazione

parziale, viene convertita in syngas attuando su di essa un’ operazione di riscaldamento

attuato dall’esterno [6].

Figura 4.9 Schema gassificatore a letto fluido “dual bed”

L’impianto, in questo caso, è costituito da due reattori a letto fluido (fig. 4.9): un

gassificatore CFB e un combustore (BFB o CFB). Nel gassificatore il calore necessario per

la decomposizione della biomassa viene ceduto dal materiale inerte (sabbia silicea), che

è opportunamente riscaldato nel combustore e continuamente ricircolato all’interno

74

dell’impianto, mentre la fluidizzazione viene realizzata mediante l’impiego di vapore. Il

gas di sintesi prodotto poi, quando esce dal gassificatore, trascina con sé le particelle di

sabbia e char; queste vengono allora separate da un ciclone e quindi portate al

combustore, dove il char viene bruciato e la sabbia riscaldata. Quest’ultima una volta

assorbita l’energia termica è trasportata dai gas combusti all’interno di un secondo

ciclone che la separa dagli esausti e la prepara per essere nuovamente introdotta nel

gassificatore. Come è possibile intuire la complessità di questo processo rende pertanto

difficile sia la realizzazione di impianti di grandi dimensioni che il mantenimento di bassi

costi di investimento. Il vantaggio principale risiede allora nell’utilizzo di vapore come

mezzo di fluidizzazione che permette di produrre un gas con medio potere calorifico

(grazie all’elevato contenuto di metano) senza ricorrere all’impiego di costoso ossigeno.

Gli inconvenienti invece sono: bassa conversione del carbonio, in quanto parte del char

viene utilizzato nella combustione, e elevato contenuto di catrami nel syngas, che

comunque possono essere limitati aggiungendo opportuni catalizzatori a base di

dolomite o nichel [6, 10]

4.3.5 Problematiche comuni

Come per le altre tipologie di gassificatori, le problematiche più comuni sono le

infiltrazioni da e verso il gassificatore. Sono necessari sistemi ermetici di chiusura per

quanto riguarda l’alimentazione della biomassa e lo scarico della cenere per evitare

l’ingresso di ossigeno non controllato, ma ancor più per evitare la fuoriuscita di gas con i

rischi che comporta. Per evitare infiltrazioni di ossigeno che invece possono portare a

formazione di miscela esplosiva all’interno del gassificatore viene installata un rilevatore

in grado di monitorare in tempo reale la concentrazione di O2 , e che all’occorrenza

manda in blocco l’impianto.

Problemi legati alla fluidità e alla canalizzazione del letto possono essere risolti grazie

alla corretta scelta del materiale fluidificante, alla sua periodica sostituzione e attraverso

un’attenta selezione e preparazione del combustibile.

Le temperature elevate che si raggiungono, assieme all’azione impattante del letto

fluido, possono portare alla corrosione/erosione di alcune superfici del reattore; occorre

dunque realizzare un efficace studio fluidodinamico, tale da evitare velocità eccessive, e

75

impiegare materiali con un’adeguata resistenza.

Il blocco del gassificatore può dipendere dal blocco dell’alimentazione o del canale di

scarico. La causa principale del blocco dell’alimentazione è dovuta al flusso termico che

causa una pirolisi anticipata all’interno dell’alimentatore stesso, con possibile flusso di

gas verso il combustibile di alimentazione. Questo problema si evita con un opportuno

sistema di chiusura dell’alimentazione, tra l’altro già necessario per garantire l’ermeticità

della chiusura.

Altra causa di blocco può essere l’intasamento del canale di scarico della cenere del

ciclone. Questo avviene quando il flusso gassoso che esce dal gassificatore trascina con

sé del combustibile parzialmente pirolizzato e composto da idrocarburi pesanti che non

hanno reagito, inoltre anche il materiale del letto fluido, reso appiccicoso da ceneri fuse,

può ostruire il canale di scarico. Per evitare queste complicazioni è opportuno

aumentare la temperatura del letto o posizionare correttamente l’ingresso del

combustibile, magari non troppo vicino al ciclone di ricircolo. Il ricircolo del materiale

proveniente dal ciclone deve essere opportunamente realizzato in modo da evitare in

modo da evitare il bypass del ciclone stesso e la re immissione nel gassificatore della

cenere separata.

77

Capitolo 5 – Analisi costruttiva gassificatore da 45 kWe

Nel seguente capitolo viene presentato l’impianto di cogenerazione della ditta Spanner,

installato e funzionante presso un sito industriale in prov. di Padova.

Verranno analizzate le varie parti sia da un punto di vista costruttivo che funzionale.

L’impianto è costituito da un insieme di componenti atti alla generazione del syngas, alla

produzione elettrica e al recupero termico. Completano l’installazione tutti i

collegamenti idraulici ed elettrici e i componenti d’impianto ausiliari.

Partendo da valori nominali di funzionamento, il bilancio di potenza è il seguente: 170

kW di input, pari al potere calorifico della portata di 45 kg/h di cippato con umidità

inferiore al 10%, 45 kWe erogati dall’alternatore, 105 kWt disponibili ad una temperatura

compresa tra 75 e i 90 °C e circa 12 kW corrispondenti alle perdite (fig. 5.1).

Figura 5.1 Bilancio flussi di potenza gassificatore

5.1 Layout impianto

In figura 5.2 viene presentato lo schema a blocchi che riassume la filiera energetica

relativa all’impianto costituito da una sezione di trattamento del cippato, presente con

tutti i componenti o eventualmente con il solo stoccaggio, e la sezione dell’impianto di

cogenerazione.

5.1.1 Trattamento e carico cippato

La biomassa da utilizzare come combustibile per il gassificatore solitamente viene

consegnata dalle imprese boschive sottoforma di cippato di dimensioni standard .

Questo cippato può essere già idone

omogeneità nella pezzatura e assenza di polvere, oppure può provenire direttamente

dalla cippatrice. In questo caso è indispensabile disporre di un sistema di pretrattamento

del cippato composto da :

• Essiccatore

• Vaglio

• Serbatoio di stoccaggio accumulo

78

viene presentato lo schema a blocchi che riassume la filiera energetica

tiva all’impianto costituito da una sezione di trattamento del cippato, presente con


Figura 5.2 Schema a blocchi impianto

Trattamento e carico cippato



Questo cippato può essere già idoneo all’impiego , quindi con umidità prossima al 10%,



Serbatoio di stoccaggio accumulo

viene presentato lo schema a blocchi che riassume la filiera energetica

tiva all’impianto costituito da una sezione di trattamento del cippato, presente con




o all’impiego , quindi con umidità prossima al 10%,



79

5.1.2 Essiccatore

Il processo svolto dall’essiccatore è essenzialmente quello di abbattere il grado di

umidità del cippato, da valori anche prossimi al 50% fino a valori inferiori al 10%.

Figura 5.3 Schema funzionamento essiccatore

Sono disponibili svariate configurazioni di essiccatori(a nastro, a tamburo rotante ecc),

con capacità di carico più o meno elevate; il principio di funzionamento è comune e

consiste nel far passare il cippato, sostenuto o meno da una griglia,attraverso un flusso

d’aria (fig. 5.3). Tipicamente l’aria insufflata viene riscaldata per velocizzare e ottimizzare

il processo.

Nel caso in esame le portate di cippato non sono elevate, è sufficiente quindi un

essiccatore di dimensioni contenute e di semplice fattura. Inoltre il calore necessario a

riscaldare il flusso d’aria è ampiamente disponibile dal circuito di recupero termico del

cogeneratore.

Attraverso questo processo, la portata di combustile di alimentazione subisce una

riduzione della percentuale di umidità in un tempo contenuto permettendo l’impiego di

legno cippato anche in condizioni di incertezza riguardo al contenuto di acqua. La

diminuzione della percentuale di umidità U sul tal quale (anche indicata con M), si

attesta sui 30-35 punti percentuali, quindi idonea all’alimentazione diretta con cippato

ricavato da legno non stagionato.

5.1.3 Vaglio

Anche se le operazioni di cippatura vengono svolte con molta accortezza è inev

che all’interno del cippato vi sia una certa percentuale di frazione fine e qualche pezzo

dalle dimensioni elevate.

La polvere e le particelle troppo sottili, se presenti in quantità elevata possono dare

problemi all’interno del reattore,mentre pe

causare il blocco del sistema di carico del combustibile principalmente delle coc

valvole di chiusura.

Un sistema di vagliatura consiste in un macchinario capace di realizzare una selezione

dimensionale accurata del cippato, permettendo di ottenere un prodotto finale

omogeneo e idoneo ad essere impiegato direttamente nel gassificatore

Esistono diverse configurazioni di sistemi di vagliatura, le principali sono :

• Vaglio a tamburo rotante : composto da un tamburo in rete metallica con sezione

delle maglie variabile a seconda delle dimensioni che si intendono separare

5.4).

• Vaglio stellare : composto da u

delle ruote dentate chiamate “stelle”. Al variare delle dimensioni delle stelle e

80

Anche se le operazioni di cippatura vengono svolte con molta accortezza è inev



problemi all’interno del reattore,mentre pezzi di legno di grosse dimensioni possono

causare il blocco del sistema di carico del combustibile principalmente delle coc


accurata del cippato, permettendo di ottenere un prodotto finale

omogeneo e idoneo ad essere impiegato direttamente nel gassificatore (fig. 5.4)

Figura 5.4 Vaglio a tamburo rotante

urazioni di sistemi di vagliatura, le principali sono :

Vaglio a tamburo rotante : composto da un tamburo in rete metallica con sezione

delle maglie variabile a seconda delle dimensioni che si intendono separare

Vaglio stellare : composto da una serie di alberi rotanti ai quali sono applicate


Anche se le operazioni di cippatura vengono svolte con molta accortezza è inevitabile



zzi di legno di grosse dimensioni possono

causare il blocco del sistema di carico del combustibile principalmente delle coclee e alla


accurata del cippato, permettendo di ottenere un prodotto finale

(fig. 5.4).

urazioni di sistemi di vagliatura, le principali sono :

Vaglio a tamburo rotante : composto da un tamburo in rete metallica con sezione

delle maglie variabile a seconda delle dimensioni che si intendono separare (fig.

na serie di alberi rotanti ai quali sono applicate


81

della loro velocità di rotazione varia la granulometria del prodotto finale

selezionato (fig. 5.5).

Figura 5.5 Vaglio stellare (sinistra) e vaglio a dischi rotanti (destra)

• Vaglio a dischi rotanti : principio di funzionamento simile al vagli stellare, solo

che gli organi in movimento sono dei semplici dischi rotanti. Anche in questo

caso al variare della dimensione dei dischi e del loro interasse variano le

dimensioni del cippato separato. Da precisare che la tipologia stellare consente

una vagliatura migliore e con un prodotto finale più omogeneo (fig. 5.5).

Nell’impianto di cogenerazione oggetto della trattazione non sono ancora presenti i

componenti appena descritti, e il cippato viene consegnato già idoneo all’utilizzo e

accumulato in un apposito serbatoio.

5.1.4 Serbatoio di stoccaggio

Attualmente, in via provvisoria fino al completamento dell’impianto, il combustile viene

consegnato attraverso dei contenitori detti “big bag” e caricato in un serbatoio di

stoccaggio dal quale il gassificatore preleva automaticamente la portata oraria

necessaria al funzionamento (fig. 5.6).

82

Figura 5.6 Serbatoio di accumulo cippato (sinistra) e balestra con partenza coclea di caricamento (destra)

Il sistema di caricamento è composto da una coclea di trasporto e da una balestra

movimentatrice (fig. 5.6) atta a mantenere carico il punto di aspirazione della coclea.

Quando il sistema di controllo del gassificatore attiva il caricamento del cippato, coclea e

balestra ruotano e il cippato viene convogliato verso l’interno del capannone ; il

funzionamento è di tipo intermittente a seconda della portata richiesta.

Il serbatoio di accumulo, attualmente della capacità di circa 14 m3 garantisce

un’autonomia di funzionamento di circa 2 giorni considerando una portata di

alimentazione paria 45 kg/h e massa volumica del cippato di circa 200 kg/m3.

Prima del collegamento al gassificatore, la coclea è dotata di un ulteriore accorgimento

semplice ma efficace, per eliminare polvere e piccole particelle ancora presenti nel

cippato. In pratica sei è provveduto ad installare un pezzo di rete metallica al posto di un

tratto di guscio entro il quale gira la coclea e scorre il cippato. È stato realizzato dunque

una sorta di setaccio che permette di selezionare ulteriormente il combustibile.

Si veda la modifica nelle immagine 5.7 .

83

Figura 5.7 Modifica sulla coclea di caricamento per eliminare la polvere dal cippato

5.2 Modulo gassificatore

Il gassificatore nel complesso è costituito da un insieme di componenti che partendo dal

cippato caricato dall’alimentatore forniscono in uscita il syngas idoneo all’impiego nel

motore a combustione interna (fig. 5.8).

Figura 5.8 Modulo gassificatore

84

A prima vista appare come una macchina di semplice fattura e di dimensioni abbastanza

contenute (fig. 5.9); tutti i componenti sono fissati su un’intelaiatura metallica che

fornisce solidità al sistema. Nella realtà è il giusto connubio tra una solida base

strutturale, una parte di automazione industriale ed una impiantistica. Lo studio e lo

sviluppo pratico associato ad ogni singola parte ha permesso di realizzare un sistema

affidabile e di garantire funzionamenti prolungati senza inconvenienti e senza la

necessità di particolari accorgimenti.

Figura 5.9 Dimensioni e ingombri modulo gassificatore

Nel seguito della trattazione vengono analizzate le singole parti che compongono il

gassificatore rappresentate in figura 5.10.

5.2.1 Caricatore cippato

Proseguendo in accordo con il percorso del combustibile,dalla coclea di alimentazione il

cippato arriva al caricatore della macchina, il quale

accumulo provvede a creare una separazione ermetica tra il cippato diretto nel reattore

e la coclea di alimentazione.

avente all’ interno due valvole poste in s

altrettanti servo pistoni pneumatici. Il funzionamento delle due valvole, che possiamo

assimilare a delle valvole a farfalla, è alternato cioè all’apertura della prima corrisponde

la chiusura della seconda, in questo m

ermetica. Nel caso di arresto di emergenza avviene la chiusura simultanea delle due

valvole. Dal fondo del caricatore parte una seconda coclea, che provvede a convogliare il

cippato nel reattore. Riassumend

superiore del caricatore coincide con il funzionamento della coclea proveniente dal

serbatoio di stoccaggio e quindi una certa quantità di cippato viene caricata,

85

Figura 5.10 Componenti modulo gassificatore


cippato arriva al caricatore della macchina, il quale oltre alla funzione di un piccolo


e la coclea di alimentazione. Il caricatore è costituito da un corpo cilindrico

avente all’ interno due valvole poste in serie e comandate dall’esterno tramite



la chiusura della seconda, in questo modo è garantita la separazione fisica e la tenuta


Dal fondo del caricatore parte una seconda coclea, che provvede a convogliare il

cippato nel reattore. Riassumendo il processo : il momento di apertura della valvola




oltre alla funzione di un piccolo


Il caricatore è costituito da un corpo cilindrico (fig.5.11),

erie e comandate dall’esterno tramite



odo è garantita la separazione fisica e la tenuta


Dal fondo del caricatore parte una seconda coclea, che provvede a convogliare il

o il processo : il momento di apertura della valvola



86

successivamente la chiusura della valvola superiore abilita l’apertura di quelle inferiore e

il cippato può proseguire verso il reattore.

Figura 5.11 Caricatore del cippato

Il livello interno del cippato è monitorato in modo continuo da un sistema meccanico

che provvede a mantenerlo entro un determinato range e genera l’impulso di

attivazione della coclea di carico. Come anticipato la seconda coclea invia il combustibile

nel reattore dove viene gassificato.

Durante il funzionamento la pressione interna del caricatore è superiore a quella

atmosferica, con un valore massimo raggiungibile pari a 100 mbar corrispondente alla

pressione di esercizio del reattore.

5.2.2 Reattore

Possiamo definire il reattore come la parte principale del gassificatore, al suo interno

avvengono tutte le reazioni chimico-fisiche descritte in precedenza.

Nel caso in esame il costruttore ha optato per un reattore a letto fisso di tipo downdraft,

dotato quindi di immissione del combustibile dalla parte superiore, dell’agente

87

gassificante a livello della griglia e estrazione del syngas dal fondo del reattore. Scelta

ampiamente motivata dai vantaggi che questa tipologia comporta, legati specialmente

alla qualità del syngas prodotto, in riferimento anche alla piccola taglia del gassificatore

in questione.

Figura 5.12 Reattore

Il reattore, visto esteriormente è di forma cilindrica, dotato di due aperture di ispezione,

una sulla sezione superiore, ed una seconda posta frontalmente appena sotto la griglia

(fig.5.12). I collegamenti con il resto dell’impianto sono costituiti da :

• Flangia sulla sommità laterale del reattore alla quale viene collegata la coclea di

alimentazione.

• Flangia laterale sul fondo del reattore dalla quale parte il circuito del syngas.

La coclea di alimentazione, come si vede nell’immagine, convoglia il flusso di cippato

verso la parte apicale del reattore, dove un sistema meccanico di rilevamento continuo

verifica che il reattore sia sempre “carico” e fornisce l’impulso di attivazione della coclea

quando il livello interno scende. Dunque il funzionamento dell’alimentazione è di tipo

intermittente a seconda della richiesta.

88

Dalla flangia di uscita del syngas ha inizio il circuito di trattamento e pulizia del gas

prodotto, fino all’arrivo al cogeneratore. In questo caso anche il flusso di cenere e char

incombusto esce dal reattore assieme al gas, per cui non sono necessari ulteriori

collegamenti e sistemi di scarico di questi sottoprodotti.

Nella parte centrale del reattore è presente il restringimento o sezione di gola : a livello

di essa viene introdotto l’agente gassificante, costituito da aria ambiente pretrattata,

distribuito nel centro del condotto da cinque ugelli, e avviene la reazione di parziale

ossidazione dei prodotti della pirolisi. Sotto alla sezione di gola, verso la parte bassa del

reattore è situata la griglia di sostegno del combustibile che non è propriamente fissa,

ma è collegata ad un albero di movimentazione che con azioni intermittenti ne provoca

la rotazione favorendo il deflusso del materiale e del gas e quindi le reazioni stesse di

gassificazione. L’albero di collegamento, opportunamente forato per consentirne il

raffreddamento, esce dal fondo del reattore ed è messo in rotazione da un

motoriduttore.

Per mantenere sotto controllo le temperature interne del reattore, sia da un punto di

vista funzionale che per motivi di sicurezza, a livello della griglia sono installate cinque

termocoppie che forniscono in tempo reale i valori della temperatura interna lungo una

circonferenza virtuale che circonda e attraversa la zona di ossidazione. Un’ulteriore

termocoppia è installata presso il condotto di uscita del syngas e rileva la temperatura

dello stesso in uscita verso lo scambiatore di calore.

L’accensione del reattore è automatica e avviene attraverso due resistenze elettriche

che diventando incandescenti a contatto con il cippato innescano la reazione di

combustione.

Nella figura 5.13 è rappresentato l’interno del rettore visto dall’apertura di ispezione

superiore dopo un certo ammontare di ore di funzionamento. Dalla figura si vede il

punto di arrivo della coclea di carico, il sistema che rileva il livello di cippato interno nel

reattore, la seziona di gola con il carico di cippato che stava per reagire. La zona

superiore risulta ricoperta da uno strato di tar condensato prodotto dalle sottostanti

reazioni di pirolisi.

89

Figura 5.13 Reattore visto internamente (sinistra) ed esternamente (destra)

Questo strato di catrame non ha particolari conseguenze in quanto se passa attraverso

la sezione di gola e la zona di ossidazione viene distrutto dalle reazioni di cracking

termico. L’unico accorgimento è quello di evitare che un discreto accumulo di tar

provochi il malfunzionamento del rilevatore di carico del cippato nel reattore, che

essendo di tipo meccanico deve essere libero di muoversi. Dunque un’ispezione

periodica è sempre opportuna ed evita ulteriori conseguenze.

nella seconda immagine il reattore visto esternamente è totalmente rivestito da

materiale isolante per limitare le dispersioni.

5.2.3 Scambiatori di calore

Come già specificato, è necessario attuare un raffreddamento del syngas prima

dell’impiego. Tale raffreddamento è realizzato attraverso tre scambiatori di calore del

tipo tubo-in-tubo posti in serie.

Il primo scambiatore, collegato direttamente all’uscita del syngas del gassificatore

realizza uno scambio controcorrente gas-aria; il calore recuperato, infatti, preriscalda il

90

flusso di aria, impiegato come agente gassificante, indirizzata al reattore. A causa dei

limitati coefficienti di scambio relativi ad entrambe le superfici di scambio, i salti di

temperatura relativi sono altrettanto ridotti e sicuramente inferiore ai 100°C. Bisogna

precisare che, nell’impianto in esame è installato un ulteriore sistema di

preriscaldamento dell’aria di alimentazione attraverso un recuperatore abbinato ad un

post-combustore; questo componente verrà esaminato più avanti.

Il secondo scambiatore è caratterizzato da uno scambio controcorrente gas-acqua. In

questo caso il calore recuperato contribuisce a formare la totale energia termica messa a

disposizione dal cogeneratore. In uscita dal secondo scambiatore la temperatura del

syngas deve essere compatibile con i materiali di costruzione del sistema di filtrazione

intorno ai 100 °C, per questo vengono realizzati salti termici di oltre 200°C lato gas,

grazie ai superiori coefficienti di scambio presenti e alla maggiore lunghezza (circa

doppia) dello scambiatore.

Il terzo scambiatore, funzionalmente simile al secondo ma di lunghezza inferiore è

posizionato sul condotto del syngas in uscita dal filtro e diretto al motore, il delta T

realizzato è di qualche decina di °C lato gas .

Nella figura 5.14 è evidenziato l’andamento del flusso di syngas attraverso gli

scambiatori e il percorso che le ceneri incombuste compiono nel recuperatore. Il verso

indicato dalle frecce è rappresentativo della direzione percorsa dal fluido nel parte

interna dello scambiatore, mentre esternamente si avrà il flusso, sempre in

controcorrente, dell’altro fluido che partecipa allo scambio termico. Nello specifico i

flussi evidenziati sono relativi ai dati riportati in tabella 5.1.

FLUIDO SCAMBIATORE

Tratto Scambiatore Percorso INTERNO Percorso ESTERNO

SYNGAS ARIA REATTORE

SYNGAS ACQUA RAFFREDAMENTO

GAS COMBUSTIONE CENERI ARIA REATTORE

Tabella 5.1 Descrizione dei flussi e dei fluidi nei diversi scambiatori

91

Figura 5.14 Percorso dei fluidi nei diversi scambiatori

5.2.4 Filtro

Uno degli elementi fondamentali dell’impianto è il filtro del syngas. In uscita dal

gassificatore si ha un flusso di gas misto a ceneri e char, è indispensabile quindi un

accurata filtrazione. In commercio vi sono diverse tipologie di filtri: a secco , a umido e di

tipo elettrostatico. Nell’impianto in questione, sempre in accordo con la semplicità

costruttiva che lo caratterizza e con la piccola taglia di potenza, si è optato per un filtro a

secco. Esternamente il filtro è costituito da un corpo cilindrico a doppia parete, dotato di

un’apertura di ispezione frontale e collegamenti idraulici con il circuito del syngas, con

l’impianto idraulico di recupero termico e con il sistema di scarico delle ceneri. Su un

lato è presente un servo pistone pneumatico che aziona il sistema di pulizia. Il tutto è

mantenuto a temperatura costante grazie al fluido circolante nella doppia parete che di

fatto costituisce il primo step del recupero termico lato gassificatore, il secondo è quello

relativo allo scambiatore gas-acqua precedentemente descritto.

92

Figura 5.15 Filtro principale e sistema di scarico ceneri

Il filtro, del tipo a secco, può essere comparato ad un filtro a maniche (fig. 5.16),

costituito però da un unico condotto filtrante realizzato in materiale tessuto che per

consistenza e forma ricorda il feltro. Le temperature di funzionamento devono essere

limitate per impedire il degrado del materiale che compone il filtro e si attestano su circa

100°C.

Figura 5.16 Filtro visto internamente dalla botola di ispezione

93

Il syngas giunge dallo scambiatore ed entra dalla parte inferiore internamente alla

manica filtrante, cenere e polveri vengono trattenute mentre il gas prosegue oltre ed

esce dalla parte superiore del corpo cilindrico verso il cogeneratore (vedi foro superiore

nell’immagine). Periodicamente interviene il sistema di pulizia e rigenerazione del

sistema filtrante costituito da uno scuotitore meccanico azionato dall’esterno che

provoca la precipitazione della cenere accumulata sul tessuto verso il fondo del

contenitore dove una coclea provvede all’estrazione e al convoglio verso il sistema di

scarico.

Il sistema di filtrazione è pressoché esente da manutenzione, l’unico provvedimento da

attuare è quello di sostituire il filtro in tessuto ogni 1500-1800 ore di lavoro con costi di

intervento veramente modesti.

La tipologia di filtro in questione impone che il gas filtrato abbia un ridotto contenuto di

tar (catrami) al suo interno, pena l’intasamento in tempi brevi delle maglie filtranti. Nel

caso in esame la configurazione downdraft del gassificatore risponde perfettamente a

questa esigenza.

5.2.5 Sistema scarico ceneri

Dal fondo del contenitore del sistema filtrante la cenere e il char vengono estratti

attraverso una coclea motorizzata che li convoglia verso il sistema di scarico. In tutta

questa fase deve essere garantita l’ermeticità del filtro, per evitare fughe di gas verso

l’esterno. A tal scopo sono installate a valle della coclea due valvole a saracinesca poste

in serie con fasi di apertura alternate e chiusura simultanea in caso di arresto di

emergenza, (fig. 5.17); con questo accorgimento c’è sempre una separazione fisica tra il

filtro e l’ambiente esterno. Dopo le valvole, l’impianto nella sua conformazione base

prevede una piccola tramoggia da dove parte la coclea flessibile destinata a convogliare

le ceneri fino al contenitore di accumulo posto esternamente all’edificio (fig. 5.17). Di

norma le ceneri scaricate non sono più attive, però è indispensabile che il contenitore di

stoccaggio sia di materiale ferroso per evitare qualsiasi rischio in caso di post-

combustione.

Come accennato in precedenza in questo impianto è installato un ulteriore accessorio, si

tratta di un recuperatore di calore da post-combustione del char.

94

Figura 5.17 Coclea flessibile di scarico cenere e stoccaggio esterno (sinistra) e coclea con doppia serranda (destra)

5.2.6 Recuperatore a post-combustione

Questo recuperatore non è altro che uno scambiatore gas-aria del tipo tubo-in-tubo” :

sul lato esterno dello scambiatore circola l’aria di alimentazione del reattore che subisce

un ulteriore preriscaldamento oltre a quello relativo alla fase di raffreddamento del

syngas. Attraverso questo aumento di temperatura dell’agente gassificante si ottiene un

piccolo aumento della temperatura della griglia del gassificatore, ma più che altro un’

omogeneità della stessa essendo minore il delta T tra l’aria immessa e la temperatura

raggiunta dalle reazioni di ossidazione-gassificazione.

Internamente allo scambiatore avviene una combustione del char (carbone) ancora

presente all’interno delle ceneri. Il recuperatore è caratterizzato da un percorso ad “U”:

da un lato è installata una doppia coclea (una per ogni tubo) che provvede a spingere

all’interno il materiale separato dal filtro e ad estrarre le ceneri rimanenti dopo la post-

combustione. Dall’altro lato il recuperatore viene posto in contatto con il tubo di uscita

del syngas del reattore: la temperatura imposta dal condotto del syngas, con la

contemporanea introduzione di aria ambiente innescano e mantengono la combustione

del char nel secondo tratto del recuperatore la quale genera il calore che viene

trasferito all’aria. Le ceneri residue, composte a questo punto da materiale inerte e

95

molto fine, vengono estratte dalla seconda coclea e inviate al sistema di convogliamento

verso il contenitore esterno come già descritto. Nelle immagini 5.18 è possibile vedere la

parte del recuperatore a contatto con il condotto di uscita del syngas e i punti di

insuflaggio dell’aria, durante le fasi di installazione.

Figura 5.18 Montaggio recuperatore da post-combustione (sinistra) e recuperatore collegato al reattore (destra)

I vantaggi dovuti all’installazione del recuperatore sono legati essenzialmente ad un

discreto miglioramento delle condizioni operative del reattore ed a un ulteriore frazione

di energia termica contenuta inizialmente nel syngas prodotto e che viene messa a

disposizione della utenze in seguito al recupero legato al raffreddamento del flusso di

gas stesso. Per contro ci sono essenzialmente due aspetti da non sottovalutare : in primo

luogo bisogna considerare che in molte installazione plausibili per questo tipo di

impianto, il calore messo a disposizione dal cogeneratore è già eccedente rispetto

all’energia richiesta, complice il fatto che solitamente carichi termici costanti per tutto il

tempo di funzionamento dell’impianto sono meno frequenti, per cui installare un

recuperatore che fornisce un’ulteriore quota di energia termica può creare ulteriori

problemi del calore.

In secondo luogo, le ceneri e il char che troviamo in uscita dal sistema di filtrazione

possono essere destinate ad altri scopi, in quanto è ancora presente una discreta

quantità di carbonio (char), cosa non possibile con i residui del post-combustore che

sono praticamente inerti.

Le prospettive di utilizzo sono :

96

• ammendante per i terreni agricoli;

• materiale per sistemi di filtrazione per acqua o gas;

• come combustibile in impianti di riscaldamento.

Attualmente l’impiego come ammendante per i terreni agricoli è in fase di studio ma

probabilmente sarà oggetto di normative nel prossimo futuro. Questo tipo di utilizzo è

motivato dal fatto che a livello organico i terreni destinati alle coltivazioni si stanno

impoverendo sempre di più a causa della ridotta quantità di rimasugli che vengono

effettivamente lasciati sul campo dopo la raccolta dei prodotti agricoli. Primi studi hanno

dimostrato che il char e la cenere prodotti dalla gassificazione di legno vergine

costituiscono un ottimo integratore per questi terreni.

Il char residuo, dalla forma e consistenza comparabile alla sabbia, è caratterizzato da

un’elevata porosità e trattandosi praticamente di carbone di ottima qualità può essere

impiegato in filtri del tipo a carboni attivi per acqua e altri fluidi, dove i contaminanti

vengono intrappolati nei pori del carbone realizzando un’efficace depurazione.

In alternativa può essere sfruttato il potere calorifico ancora presente nel carbone

attraverso una tradizionale combustione, ad esempio in un sistema di riscaldamento.

Tipicamente, nel caso di queste due ultime possibili applicazioni, per rendere più

semplice l’utilizzo e il trasporto, il char viene pelletizzato attraverso una comune

macchina per pellet.

5.2.7 Filtro secondario di sicurezza

Oltre al filtro principale, lungo il condotto del syngas prima del collegamento al

cogeneratore è installato un ulteriore sistema filtrante di piccole dimensioni, con lo

scopo di garantire la pulizia del gas anche nel caso di malfunzionamento del filtro

primario (fig. 5.19). Il sistema è composto da due filtri in serie, un primo in fibra minerale

(lana di roccia) ed un secondo di derivazione automobilistica. Anche per questi

componenti gli eventuali costi di manutenzione sono molto ridotti. Sul fondo del

contenitore del filtro è presente una valvola idraulica ad apertura manuale predisposta

per scaricare la condensa che si forma in questa parte di circuito; le temperature del

syngas in questo punto sono nell’ordine dei 70-80°C per questo ci può essere la

condensazione del vapore contenuto nel flusso gas e il conseguente accumulo nel filtro.

97

Da precisare che le quantità di condensa in gioco sono estremamente ridotte a causa

della modesta frazione di vapore acqueo presente nella composizione del gas. Nel

condotto del syngas in uscita dal filtro sono installate due elettrovalvole che bloccano il

flusso diretto al motore in caso di emergenza e durante le fasi di avviamento a freddo

quando è necessario scaricare la prima frazione di gas prodotto verso la torcia esterna o

in ambiente.

Figura 5.19 Filtro secondario di sicurezza

5.3 Circuiti ausiliari gassificatore

5.3.1 Circuito idraulico

Il calore viene recuperato attraverso un circuito idraulico che, come descritto, interessa

prima lo scambiatore post-filtrazione, poi la struttura del filtro ed in fine gli scambiatori

di raffreddamento del syngas (fig. 5.20). Il circuito è composto da tubazioni in rame o

acciaio zincato, valvole degasatrici e di chiusura, pompa circolatrice, vasi di

espansione,valvola termostatica di bypass e scambiatore a piastre. Sono tutti

componenti standard di un circuito idraulico: nello specifico la valvola termostatica

bypassa il flusso termico verso lo scambiatore a piastre fino a che il fluido nel circuito

non ha raggiunto la temperatura impostata nella valvola di circa 70°C, questo per far

lavorare l’impianto ad una temperatura costante senza salti termici dipendenti dal

circuito di dissipazione. Lo scambiatore a piastre si r

fisicamente i due circuiti, quello di macchina dal resto, e quindi rendere indipendenti le

pressioni e caratteristiche di lavoro.

5.3.2 Quadro elettrico

L’impianto completo è dotato di due quadri elettrici, uno di controllo del gassificatore e

l’altro relativo al cogeneratore. Nel quadro del cogeneratore giungono tutti i segnali dei

sensori dislocati nelle varie parti del gassificatore c

operazioni di controllo e di funzionamento da parte del microprocessore. Tutti i motori e

i pistoni pneumatici vengono comandati secondo le sequenze di funzionamento che

dipendono dai segnali di feedback trasmessi dai

un’interfaccia grafica che espone in tempo reale i valori di pressione e temperatura nei

vari punti dell’impianto oltre che all’andamento nei temporale degli stessi.

98



circuito di dissipazione. Lo scambiatore a piastre si rende necessario per svincolare


pressioni e caratteristiche di lavoro.

Figura 5.20 Schema circuito idraulico



sensori dislocati nelle varie parti del gassificatore che permettono la gestione di tutte le



dipendono dai segnali di feedback trasmessi dai vari sensori. Esternamente è presente





ende necessario per svincolare




he permettono la gestione di tutte le



vari sensori. Esternamente è presente



99

5.3.3 Circuito pneumatico

L’impianto è dotato di un circuito di aria compressa per consentire il funzionamento dei

vari pistoni e valvole pneumatiche che controllano e intercettano i flussi di cippato,

syngas e ceneri. A bordo macchina non viene installato nessun compressore, ma

solamente un serbatoio da 100 l in prossimità dell’impianto; dunque è necessaria una

connessione ad una fonte esterna che fornisca una portata d’aria pari a 700l/m alla

pressione di 10 bar.

5.3.4 Circuito aria alimentazione reattore

L’agente gassificante, nella fattispecie aria ambiente, viene indirizzato al reattore

attraverso tutto il circuito dedicato comprendente oltre che ai due preriscaldatori anche

il ventilatore che genera il flusso(fig. 5.21). Si

tratta di un ventilatore con girante con pale

rivolte all’indietro, capace di realizzare un

salto di pressione prevalentemente statico per

far fronte alle perdite di carico di tutto il

circuito. L’aspirazione avviene in parte

direttamente dall’ambiente attraverso una

comune valvola appositamente tarata ed in

parte dalla tramoggia di uscita della cenere e

del char dal sistema di filtrazione, in questo

modo viene scongiurato un eventuale

accumulo di gas uscito dal filtro con il flusso di

ceneri scaricate.

La portata di aria in ingresso viene prima filtrata da un apposito filtro intercambiabile. In

figura sono rappresentati il ventilatore, il filtro e l’aspirazione.

La portata d’aria insufflata in griglia dovrà avere un valore molto preciso e controllato

nel tempo in modo da garantire la perfetta riuscita delle varie reazioni di gassificazione.

Un’elettrovalvola posta nella mandata del ventilatore provvede a regolare questo valore

Figura 5.21 Ventilatore aria di alimentazione

reattore

100

con continuità in funzione dell’andamento delle temperature interne al reattore e del

valore di pressione mantenuto costante a circa 100 mbar.

5.3.5 Tubo scarico esterno e torcia

La prima accensione dell’impianto e le riaccensioni dopo tempi di fermo elevati

impongono che il syngas di prima produzione non venga inviato al cogeneratore, in

quanto le basse temperature del reattore nelle fasi iniziali dell’avvio non permettono di

ottenere un gas pulito (presenza di tar) e con un potere calorifico sufficiente idoneo alla

combustione nel motore. Per ovviare a questo dopo un periodo di fermo contenuto,

all’avvio del reattore, la portata di gas prodotto, prima dell’ingresso nel motore, viene

deviata verso l’ambiente esterno per qualche istante in modo da consentire l’entrata in

regime del reattore.

Nel caso di primo avviamento della

macchina o al riavvio in seguito di

manutenzione invasiva è necessario

bypassare il syngas prodotto per un

tempo più elevato, in genere pari a oltre

un’ora. Questo perché quando il reattore

viene completamente svuotato, per

procedere al riavvio deve essere caricato

preventivamente con una certa quantità

di carbonella che comporta la produzione di un gas estremamente sporco ed

inutilizzabile. In questo caso il flusso di gas in uscita dal reattore viene subito deviato

all’esterno, prima di passare per lo scambiatore e viene smaltito tramite combustione in

un’apposita torcia esterna (fig. 5.22).

5.4 Dispositivi di emergenza

L’impianto è accessoriato con diversi dispositivi di emergenza, elettronici e meccanici,

destinati a ridurre il rischi e le possibili conseguenze in caso di malfunzionamenti.

Figura 5.22 Bruciatore a torcia esterno

101

In relazione alla parte elettrica, se viene a mancare tensione nelle rete elettrica

interviene l’immediato blocco di tutto l’impianto, come nel caso in cui venga premuto in

qualsiasi istante uno dei vari pulsanti di emergenza posti nelle vicinanze della macchina

ed esternamente nei pressi del sistema di caricamento e stoccaggio del cippato.

Il blocco immediato è previsto anche nel caso in cui il sistema di controllo del

cogeneratore rilevi pressioni o temperature anomale nel sistema.

Tutte le valvole , elettriche o pneumatiche, vengono poste in stato di chiusura in caso di

allarme e per procedere alla riattivazione del’impianto è necessario procedere con una

procedura manuale.

I sistemi meccanici di sicurezza intervengono autonomamente se si presentano

determinate condizioni di pericolo. Nel caso di sovrappressioni nel contenitore del filtro

del syngas o nel caricatore del cippato, se superano un certo valore critico provocano la

rottura di una membrana di tenuta e possono sfogare verso l’esterno attraverso un

apposito condotto metallico (fig. 5.23).

In caso di incendio, per limitarne le potenzialità è installato un dispositivo a lama

d’acqua sulla coclea di alimentazione del cippato. Nel caso in cui un incendio tenda a

percorrere a ritroso la coclea di carico verso lo stoccaggio del cippato, le temperature

prodotte dalle fiamme provocano la rottura di due sigilli in materiale plastico, attivando

un flusso d’acqua nella coclea, alimentato dall’acquedotto, definito appunto “lama

d’acqua”. In figura sono rappresentati il tubo di scarico delle sovrappressioni e il

dispositivo a lama d’acqua (fig. 5.23).

Figura 5.23 Dispositivi di sicurezza: sfiato di emergenza (sinistra) e dispositivo “a lama d’acqua” (destra)

102

Ogni apertura di ispezione ai componenti del gassificatore è provvista di un ritegno

contro le possibili aperture a causa di sovrappressioni. Nel caso di apertura non voluta,

tale accorgimento impedisce il completo spalancamento che potrebbe colpire qualche

operatore nelle vicinanze.

5.5 Cogeneratore

Il gruppo cogeneratore è costituito da un motore a combustione interna che trascina un

alternatore (fig. 5.24), il motore poi è dotato di tutti i recuperi termici tipici di un

cogeneratore.

Questa parte di impianto è praticamente indipendente dalla parte del gassificatore in

quanto si limita a utilizzare come combustibile il syngas, ma ha un sistema di controllo e

circuiti abbinati propri.

5.5.1 Motore a combustione interna

Come detto si tratta di un motore a combustione interna ciclo Otto modificato per

essere alimentato a syngas e per garantire il funzionamento per un monte ore elevato in

assetto cogenerativo caratterizzato da una notevole semplicità costruttiva unita ad

un’elevata robustezza.

La scelta è ricaduta su un motore di derivazione automobilistica di notevole cubatura e

frazionamento della cilindrata, si tratta infatti di un 8 cilindri con disposizione a V di 5,7

litri di cilindrata. Un motore con queste caratteriste riesce a funzionare correttamente e

sviluppare i livelli di coppia motrice ottimali ad un numero basso di giri in accordo con la

necessità di garantire affidabilità e durata. L’applicazione di un turbocompressore di

piccole dimensioni incrementa ulteriormente le prestazioni ai bassi regimi.

Le modifiche apportate hanno riguardato il sistema di aspirazione ed alimentazione del

motore, l’accensione, e i sistemi di recupero termico.

103

Figura 5.24 Modulo cogeneratore

Oltre all’installazione di un turbocompressore, nel circuito di aspirazione è stato

installato un iniettore di gpl, un misuratore della portata d’aria aspirata (dbmetro),

necessario per le regolazioni, e si è provveduto a motorizzare il corpo sfarfallato per

controllare e regolare il numero di giri del motore in modo remoto. L’iniettore del gpl

serve per l’accensione del motore e per i primi 20 secondi di funzionamento trascorsi i

quali avviene la commutazione a syngas. Lo spinterogeno originale del motore è stato

sostituito da una centralina dedicata è fornisce l’impulso alle candele di accensione con

valori di anticipo idonei al funzionamento a gas di sintesi. E stato predisposto un sistema

di controllo automatico del livello di olio lubrificante con eventuale integrazione

autonoma da un serbatoio esterno.

Una modifica sostanziale consiste nell’installazione di tutti i recuperatori termici per

sfruttare il calore prodotto dal motore. Ogni recuperatore trasferisce calore dal motore

verso l’acqua del circuito di recupero a sua volta interfacciato con l’impianto termico

presente nel sito dell’installazione, in analogia con quando avviene per il gassificatore.

Oltre alla connessione con il classico circuito di raffreddamento del motore, sono stati

montati tre scambiatori gas di scarico-acqua: due di alta temperatura e uno di bassa

104

temperatura. Quelli di alta temperatura

sono posti vicino alle testate in prossimità

dell’uscita dei condotti di scarico, mentre

quello di bassa temperatura, di dimensioni

maggiori è situato sotto il motore, dove

convergono tutti i fumi generati dal

motore. Infine uno scambiatore a piastre

interconnette il circuito di recupero del

cogeneratore con il circuito termico

dell’edificio (fig. 5.25).

Figura 5.25 Circuito fumi e scambiatore a piastre del

cogeneratore

Figura 5.26 Schema circuito idraulico cogeneratore

In figura 5.25 sono rappresentati dall’alto: il turbocompressore con i circuiti di

convogliamento dei fumi verso il recupero, lo scambiatore a piastre principale e la

pompa circolatrice.

Siccome il fluido che circola nei diversi scambiatori è il medesimo del circuito di

105

raffreddamento del motore, è opportuno che la connessione in successione dei vari

recuperi avvenga in modo da non portare la temperatura del liquido di raffreddamento

in ingresso al motore oltre i 90°C (fig 5.26), che rappresentano il punto di lavoro

ottimale. Anche il valore della portata circolante, movimentata da una pompa elettrica,

deve essere calcolato per garantire la corretta temperatura di funzionamento in quanto i

valori di scambio dei vari recuperatori sono direttamente dipendenti. Di fatto, anche se i

fumi di scarico forniscono calore a temperature elevate, quello globale messo a

disposizione dal cogeneratore si trova sempre ad un livello di temperatura inferiore ai

100°C.

Sono installati più sensori in diversi punti del motore per avere un monitoraggio

continuo dell’andamento delle temperature, pressione e voltaggi.

Il regime di rotazione del motore è pari a 1500 giri, valore imposto dall’accoppiamento

con l’alternatore di tipo quattro poli.

5.5.2 Generatore elettrico

Il generatore elettrico è costituito da un alternatore asincrono a quattro poli, quindi alla

frequenza di 50Hz la velocità di rotazione imposta è di 1500 rpm. La potenza attiva

erogata nominale è pari a 55 kW alla tensione di 400V come riscontrabile nella

targhetta di macchina sotto riportata (fig. 5.27).

Figura 5.27 Targhetta alternatore asincrono

Trattandosi di un generatore asincrono è necessario il collegamento alla rete che di fatto

impone la frequenza al generatore. In fase di avviamento il generatore parte come

106

motore assorbendo alla rete una potenza di circa 10kW, funzionando praticamente

senza alcuna coppia resistente connessa perché il motore a combustione interna risulta

già avviato. Una volta raggiunta la velocità nominale di rotazione il motore a

combustione viene accelerato con il risultato di fornire coppia motrice verso

l’alternatore, che vedendo la sua velocità imposta dalla frequenza di rete comincia a

funzionare da generatore erogando potenza attiva. Vantaggi rispetto ad un alternatore

sincrono sono dovuti al fatto che non sono presenti circuiti di eccitazione, elettronica

per realizzare il parallelo con la rete, regolatori per mantenere la frequenza costante, e

contatti a spazzole che richiedono manutenzione. Per contro si trova un rendimento di

generazione minore, anche se di poco, e il fatto che non vi può essere generazione di

potenza nel caso in cui la rete non sia alimentata. Quest’ultimo aspetto non risulta

limitante perché in caso di perdita di black-out il gestore di rete impone ugualmente che

ogni impianto connesso venga immediatamente scollegato.

5.5.3 Quadro elettrico

Il cogeneratore è provvisto di un quadro autonomo di controllo, costituito dai

componenti necessari al trasferimento e regolazione della potenza elettrica prodotta e

dai sistemi di gestione del funzionamento del motore. I segnali dei diversi sensori

arrivano al quadro, dove tramite un display esterno è possibile visualizzare l’andamento

dei diversi parametri (fig. 5.28).

Figura 5.28 Quadro elettrico cogeneratore e relativo display con potenza elettrica istantanea

107

5.6 Materiali impiegati

Nel gassificatore vengono impiegati diversi materiali,a seconda della funzione e della

loro localizzazione. Alcuni hanno semplici funzioni strutturali, altri devono lavorare a

temperature elevate o in ambienti corrosivi.

Il telaio di sostegno, come il caricatore del cippato, la coclea principale di caricamento la

parte esterna del filtro e la coclea di scarico cenere sono realizzati in semplice acciaio al

carbonio, come il C40, tipico da carpenteria metallica. Il reattore, lo scambiatore di

calore, il condotto del syngas,il recuperatore a post-combustione sono realizzati in

acciaio inox del tipo AISI 310. Si tratta di un acciaio refrattario al Cr-Ni austenitico, non

temprabile, con ottima resistenza alle alte temperature e all'ossidazione. Resistente allo

scagliamento con limite d'impiego di circa 1100°C in atmosfera ossidante sino a circa

1000°C in atmosfera riducente, sempre comunque in atmosfera con presenza di minime

quantità di zolfo.

La composizione e le caratteristiche sono rappresentate nella tabella 5.2 sottostante.

Tabella 5.2 Caratteristiche acciao AISI 310

• Resistenza elettrica specifica a 20°C: 0,85 ohm × mm²/mm

• Conducibilità termica a 20°C: 15W/(m × K)

• Calore specifico a 20°C: 500 j/(Kg × K)

• Dilatazione termica tra 20°C e 300°C: 17 × 10-6m / (m × K)

• Dilatazione termica tra 20°C e 500°C: 18 × 10-6m / (m × K)

• Magnetizzabilità: Assente

L’AISI 310 è molto indicato per la realizzazioni di strutture saldate, tipiche degli impianti

per trattamenti termici, scambiatori di calore, particolari per forni, impianti per

lavorazione liscive solfitiche, impianti di idrogenerazione, storte di distillazione, impianti

di cracking o reforming, industria del vetro, della porcellana, della ceramica e del

cemento. Risulta quindi essere il materiale ottimale per la realizzazione del reattore.

Come tutti gli acciai inox però possiede una conducibilità termica mediocre rispetto ad

108

altri metalli, risulta necessario dunque realizzare scambiatori con superfici più elevate

per realizzare il medesimo scambio termico. Sempre in acciaio inossidabile sono

realizzati anche i condotti della torcia esterna e quello di scarico del motore.

Il resto del circuito idraulico a bordo macchina e non, è composto da tubazione in rame

o in acciaio zincato.

Reattore, scambiatori e circuito idraulico sono tutti coibentati con della fibra minerale

nel caso di parti ad alta temperatura, e con dell’isolante a base di poliuretano per il

resto.

5.7 Parametri di funzionamento dell’impianto

Come già illustrato all’inizio del capitolo, a fronte del consumo orario di 45 kg di cippato

si ottengono in output una potenza elettrica costante di 45 kW e una potenza termica

pari a 105 kW.

Analizzando il solo gassificatore, in corrispondenza all’input relativo alla portata di

cippato,si ottengono una produzione di syngas pari a circa 135 m3/h ed un output

sottoforma di energia termica ceduta al fluido di recupero.

Attraverso il quadro di controllo (fig. 5.29-5.30) e le diverse sonde installate nella

macchina è possibile visualizzare i valori delle temperature e pressioni di funzionamento

nei punti principali della macchina. Vengono rilevati i valori all’interno del reattore,

lungo il circuito del syngas, nel filtro primario e secondario. Nelle seguenti immagini

vengono rappresentati questi valori:

Figura 5.29 Display di controllo gassificatore con valori delle temperature (sinistra) e pressioni (destra)

109

E i relativi andamenti temporali :

Figura 5.30 Display di controllo gassificatore con l’andamento delle temperature (sinistra) e pressioni (destra

5.7.1 Temperature gassificatore

I sensori di temperatura (termocoppie) presenti sono in totale 8 installati in

corrispondenza di :

• n°5 Reattore

• n°1 Uscita syngas

• n°1 Filtro

• n°1 Filtro di sicurezza

Nel reattore sono installate cinque termocoppie in corrispondenza all’anello di

immissione dell’aria gassificante, ove la temperatura rilevata non coincide con la

massima all’interno del reattore che si attesta attorno ai 1000°C. A comprova di ciò la

temperatura relativa al flusso di gas in uscita è parecchio superiore rispetto a quella

rilevata dalle precedenti termocoppie. Il motivo è da ricercare nel fatto che prima di

tutto operando in parziale combustione le temperature sono minori e i livelli maggiori

sono localizzati nei punti di immissione del comburente. Dai cinque valori misurati viene

calcolata la temperatura media e gli scarti relativi ad essa; anche in questo caso, piccole

eterogeneità nell’andamento delle temperature interne dipendono da accumuli di

materiale in corrispondenza della termocoppia, o dalla diversa pezzatura della biomassa

che sta reagendo più che a malfunzionamenti del reattore. Il syngas esce dal reattore ad

110

una temperatura compresa tra i 600 e i 750°C prima di entrare nello scambiatore per

essere raffreddato.

Le temperature rilevate in corrispondenza del filtro e del filtro di sicurezza hanno

andamenti piuttosto costanti rispettivamente sull’ordine dei 100°C e 70-80°C.

L’energia termica trasmessa al fluido di recupero termico ammonta a qualche decina di

kW, la temperatura viene monitorata su degli strumenti analogici installati direttamente

sulle condutture idrauliche. Il gassificatore fornisce una portata di fluido alla

temperatura media di mandata di 60-70°C, mentre la temperatura di ritorno dipende dal

salto termico degli apparecchi utilizzatori connessi. La pressione di funzionamento si

attesta sui 2 bar come ogni classico circuito idraulico.

5.7.2 Pressioni

I pressostati installati sono in totale 6 collocati in corrispondenza di :

• n°1 Valvola superiore caricatore cippato

• n°1 Valvola inferiore caricatore cippato

• n°1 Reattore

• n°1 Ingresso filtro

• n°1 Ingresso filtro di sicurezza

• n°1 Uscita filtro di sicurezza

I valori delle pressioni spaziano tra valori negativi, imposti dall’aspirazione del motore, e

il valore massimo di esercizio dell’impianto corrispondente con la pressione interna nel

reattore.

Un primo aumento di pressione avviene nel caricatore del cippato dopo la prima

serranda,esternamente a questa si ha sempre un valore pari alla pressione atmosferica;

la sovrappressione deriva dal collegamento diretto con il reattore attraverso la coclea di

alimentazione. Il reattore opera con una pressione interna massima di circa 100 mbar,

mantenuta dal ventilatore di alimentazione dell’aria gassificante. Proseguendo lungo il

percorso del syngas si ha una progressiva riduzione della pressione, dovuta al

raffreddamento del flusso gassoso.

Interessante l’andamento del valore in corrispondenza al filtro primario: si osserva

111

infatti che il differenziale tra il valore in ingresso al filtro e quello di uscita subisce un

andamento ciclico di progressivo aumento seguito da un brusco calo(si veda

l’andamento in rosso grafico pressioni). Questo andamento rappresenta la fase di lavoro

del filtro, quindi un progressivo accumulo di cenere e carbonella sul materiale filtrante

che aumenta la resistenza al passaggio dei gas, seguita dalla periodica fase di

rigenerazione del filtro (scuotimento), con azzeramento di tale differenziale di pressione.

In corrispondenza del filtro di sicurezza avviene un salto di pressione praticamente nullo,

segno che non vi sono accumuli di cenere e che il gas viene correttamente pulito dal

filtro primario, per arrivare a valori di depressione nel condotto che porta al motore. In

questo caso l’aspirazione del motore fornita di turbocompressore richiama il flusso di

alimentazione causando il valore negativo di pressione.

In condizione operative, a fronte di un consumo di 135m3/h di syngas troviamo in output

una potenza elettrica di circa 45kW e una potenza termica di circa 90kW. Le

temperature monitorate riguardano:

• il liquido di raffreddamento del motore;

• gas di scarico presso lo scambiatore gas di scarico/acqua di alta temperatura;

• gas di scarico presso lo scambiatore gas di scarico/acqua di bassa temperatura;

• la mandata e il ritorno del fluido di recupero termico.

Figura 5.31 Display di controllo cogeneratore con i valori monitorati (sinistra) e strumenti analogici sul circuito

idraulico (destra)

112

Altri parametri misurati sono il valore della pressione dell’olio lubrificante, il voltaggio

della batteria di avviamento e quello trasmesso dalla sonda lambda, amperaggio e

potenza elettrica in uscita dall’alternatore e regime di rotazione del cogeneratore.

I valori sono visibili sia sul quadro elettrico di macchina che attraverso gli strumenti

analogici direttamente installati, come rappresentato in figura 5.31.

La temperatura di funzionamento del motore coincide con i classici e ottimali 90°C ; i

fumi di scarico vengono sfruttati sia al primo livello di temperatura superiore ai 400 °C,

sia nel secondo livello a circa 90°C. Attraverso questi due recuperi l’energia termica

messa a disposizione dal motore nel condotto di mandata si porta ad una temperatura

di poco inferiore ai 100°C alla pressione di circa 2 bar tipica del circuito. Il valore della

temperatura di ritorno dipende a sua volta da tipo di utilizzatori connessi, però in ogni

caso è inferiore ai 65-70°C.

5.8 Circuito di recupero termico ed utilizzazione

Questa parte di impianto è totalmente dipendente dalla singola installazione e quindi

può essere realizzata in diversi modi e varianti. Nella figura 5.32 è proposto uno schema

semplificato sprovvisto di collettori, comunque i valori delle temperature sono veritieri e

riscontrabili durante il funzionamento a regime dell’impianto. Nel caso in esame si è

optato per l’installazione di un collettore di mandata e uno di ritorno dove convergono i

circuiti provenienti dal gassificatore e dal cogeneratore. Ogni circuito è provvisto di una

pompa circolatrice controllata dal quadro di comando del gassificatore, anche se in

pratica il funzionamento risulta continuo dal momento dell’accensione della macchina.

Al collettore possono essere collegati i vari carichi termici a seconda delle esigenze. Se lo

sfruttamento dell’energia termica risulta intermittente, è opportuno procedere con

l’installazione di un adeguato volume d’accumulo in modo da immagazzinare una certa

quantità di calore per i momenti di richiesta ed evitare l’entrata in funzione dei sistemi

di dissipazione. Nell’impianto in questione è stato scelto un accumulo ridotto pari a 500

litri, in quanto il calore verrà immediatamente impiegato; le temperatura raggiunta dal

serbatoio, di circa 65-70°C, risulta una media tra il valore di mandata e quello di ritorno

perché il collegamento realizzato è di tipo in parallelo al collettore.

Figura 5.32 Schema circuito idraulico esterno

Installando tale accumulo in serie con il condotto di mandata è possibile, dopo l’entrata

in regime dell’impianto, disporre di tutta la capacità accumula

113

Schema circuito idraulico esterno


in regime dell’impianto, disporre di tutta la capacità accumulata alla temperatura

massima. La temperatura del

collettore di mandata si attesta sui 85

90°C a seguito del mescolamento delle

portate proveniente dal cogeneratore

e dal gassificatore a più bassa

temperatura

Figura 5.33 Collettori idraulici e serbatoio di

accumulo


ta alla temperatura

massima. La temperatura del

collettore di mandata si attesta sui 85-

90°C a seguito del mescolamento delle

portate proveniente dal cogeneratore

e dal gassificatore a più bassa

(fig. 5.33).

Collettori idraulici e serbatoio di

115

Capitolo 6 – Pratiche realizzative e incentivazione

In questo capitolo viene descritto e analizzato l’iter burocratico che porta

all’autorizzazione e installazione dell’impianto cogenerativo, alimentato a biomassa,

introdotto nel capitolo precedente. Sono necessarie diverse autorizzazioni e

comunicazioni presso diversi enti al fine di ottenere i permessi necessari.

Nella seconda parte del capitolo lo studio si focalizza sulla parte economica, con analisi

della tariffa incentivante conseguita dall’impianto e delle varie leggi e decreti che ne

permettono la determinazione.

6.1 Autorizzazione comunale (SCIA)

La SCIA – Segnalazione Certificata di Inizio Attività - è la dichiarazione che consente di

iniziare, modificare o cessare un’attività produttiva (artigianale, commerciale,

industriale), senza dover più attendere i tempi e l’esecuzione di verifiche e controlli

preliminari da parte degli enti competenti.

La SCIA, nella rinnovata formulazione dell’art. 19 della legge 241/90, produce infatti

effetti immediati.

In base al nuovo regime, la dichiarazione dell’imprenditore sostituisce quelle

autorizzazioni, licenze o domande di iscrizioni non sottoposte a valutazioni discrezionali

o al rispetto di norme di programmazione e pianificazione, così come di vincoli

ambientali, paesaggistici, culturali, ecc. Ricorrendo tali presupposti, alle imprese sarà

sufficiente presentare il relativo modello SCIA, correttamente compilato e completo in

ogni sua parte per avviare la propria attività.

Per consentire lo svolgimento dei controlli successivi da parte degli uffici ed organi di

controllo a ciò preposti, la pratica deve essere corredata delle prescritte

autocertificazioni circa il possesso dei requisiti morali e professionali (quando richiesti

per lo svolgimento di determinate attività) e all’occorrenza, devono anche essere allegati

gli elaborati tecnici e planimetrici.

E’ importante sottolineare che ogni Amministrazione Pubblica destinataria di una SCIA

dovrà accertare, entro 60 giorni dal ricevimento, il possesso e la veridicità dei requisiti

116

dichiarati, adottando, in caso negativo, i dovuti provvedimenti per vietare la

prosecuzione dell'attività e sanzionare, se necessario, l’imprenditore che si fosse reso

responsabile delle dichiarazioni mendaci.

Tecnicamente, la SCIA, da trasmettere al SUAP (Sportello Unico per le Attività

Produttive) esclusivamente con modalità telematica certificata, è un’autocertificazione

(dichiarazione sostitutiva di certificazione e/o atto di notorietà) che deve essere

compilata utilizzando gli schemi della modulistica unificata eventualmente predisposti a

livello regionale.

Con la recente emissione dei nuovi modelli, la procedura della SCIA si applica alle più

svariate tipologie di attività economica, dal comparto commerciale, a quello artigianale

fino alle attività turistico-ricettive, alberghiere ed extralberghiere.

A seconda dei casi, la SCIA deve essere presentata utilizzando:

• Il “Modello A” se si tratta di inizio, ampliamento, trasferimento, modifiche

strutturali dell’attività (sede, aspetti merceologici, locali-impianti, ciclo

produttivo, altre variazioni);

• Il “Modello B” se si tratta di subingresso o di cambio di ragione sociale senza

modifiche strutturali dell’attività, sospensione, ripresa, cessazione dell’attività e

modifica dei soggetti titolari dei requisiti professionali;

Occorre compilare modelli SCIA distinti per ogni tipologia di attività economica attivata

e/o modificata che devono essere presentati prima dell’inizio (o della modifica,

sospensione, ripresa, cessazione) dell’attività; la presentazione, avvenuta in modo

corretto e completo, accompagnata dalla ricevuta di avvenuto deposito emessa dal

SUAP, costituisce titolo necessario per intraprendere l’esercizio dell’attività e/o

modificarla.

Non sono tenuti a presentare la SCIA i piccoli laboratori artigianali che impiegano fino a

3 addetti adibiti a prestazioni che:

• non producano, con impianti o macchine, emissioni in atmosfera ai sensi del

Decreto Legislativo 3 aprile 2006, n. 152;

• non abbiano scarichi idrici di tipo produttivo;

• non producano rifiuti speciali pericolosi;

117

• non abbiano un significativo impatto rumoroso con l’ambiente.

Sono in ogni caso assoggettati all’obbligo di presentazione della SCIA i soggetti

interessati per le attività che, pur con meno di 3 dipendenti, siano:

• industrie insalubri quali officine per lavorazione di metalli, falegnamerie,

tipografie, friggitorie, lavanderie a secco precedentemente soggette a NOE (

nulla osta esercizio);

• attività quali autolavaggio, autofficina, elettrauto, stoccaggio e trasporto rifiuti

,precedentemente soggette a NOE (nulla osta esercizio);

• attività di deposito/movimentazione merci e automezzi diversi dai depositi.

• deposito mezzi adibiti al trasporto collettivo passeggeri.

Sottoscrive la SCIA il titolare o il legale rappresentante dell’impresa ubicata sul territorio.

In base alle nuove regole stabilite dal DPR 160/2010, una pratica SCIA - composta dalla

nuova modulistica e dai relativi allegati - deve essere presentata esclusivamente in

modalità telematica, e quindi non può più essere presentata in forma cartacea allo

sportello Suap.

Le pratiche presentate seguendo le previgenti modalità tradizionali, per legge, saranno

considerate irricevibili e inefficaci e pertanto non produrranno alcun effetto giuridico.

La pratica può essere presentata:

• tramite un intermediario di fiducia (modalità assistita):

� ricorrendo alla propria Associazione di Categoria;

� ricorrendo al proprio Professionista;

• autonomamente, dotandosi di :

� Posta Elettronica Certificata, nella c.d. modalità "PEC to PEC".

� casella di posta PEC (acquistabile sul mercato presso vari gestori);

� smart-card e similari di firma digitale forte (anche in questo caso

sarà possibile acquistare sul mercato tali dispositivi).

Diversi sono i canali che potrete utilizzare per compilare una pratica SCIA:

118

• Sistemi centralizzati regionali;

• Il portale statale “www.impresainungiorno.gov.it”;

• La procedura telematica messa a punto dal sistema camerale delle Camere di

Commercio italiane, denominato “ComUnica Starweb”;

Lo sportello SUAP con l’avvenuto inoltro della pratica, secondo le modalità telematiche

sopra evidenziate, rilascia:

• immediatamente:

una ricevuta di avvenuta consegna che, a seconda dei casi, sarà inviata attraverso

il Portale, ovvero dalla casella PEC del SUAP;

• dopo l’istruttoria formale:

una ricevuta di pratica protocollata e firmata digitalmente dal responsabile del

procedimento o dal responsabile del SUAP che riporterà i seguenti dati: ufficio

ricevente, informazioni anagrafiche dell’impresa che invia l’istanza, oggetto della

comunicazione, estremi del dichiarante, elenco dei contenuti informatici allegati,

estremi del responsabile del procedimento, estremi di protocollazione.

In attesa del rilascio della ricevuta di pratica protocollata di cui al punto 2, si

riterrà valida, ai fini della decorrenza dei termini di legge, ai sensi dell’art. 5,

commi 4 e 6 del D.P.R. n. 160/2010, la ricevuta di avvenuta consegna di cui al

punto 1.

6.2 Qualifica IAFR

IAFR significa letteralmente Impianti Alimentati da Fonti Rinnovabili e sta ad indicare

non solo gli impianti solari fotovoltaici, ma in generale tutti gli impianti che usufruiscono

delle fonti rinnovabili per la produzione di energia pulita: dal sole, al vento, al calore

della terra, fino al biogas ed al moto ondoso del mare.

La qualifica IAFR per gli impianti di produzione energetica da fonti rinnovabili è una

certificazione, una attestazione, rilasciata dal GSE (Gestore dei Servizi Energetici) ed è un

119

prerequisito per l'ottenimento di alcuni tra i più importanti incentivi previsti per la

produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e cioè per:

• il rilascio dei Certificati Verdi

• per l'accesso alla Tariffa onnicomprensiva

Il solare fotovoltaico, come disposto dal quinto conto energia viene incentivato

attraverso tariffe onnicomprensive e tariffe di autoconsumo. Le tariffe onnicomprensive

sono gli attuali sistemi di incentivazione dedicati agli impianti da fonti rinnovabili,

escluso il solare fotovoltaico, alternative ai certificati verdi. Ad oggi per esempio gli

impianti a biomasse o gli impianti geotermici o quelli eolici (fino a 200 kW di potenza)

sono incentivati con tariffe onnicomprensive differenziate in base al tipo di impianto ed

alla fonte utilizzata.

La qualifica IAFR è l’attestazione necessaria, rilasciata dal GSE, per poter beneficiare

della tariffa omnicomprensiva o per poter accedere ad altri meccanismi di incentivazione

regolati e garantiti dal Gestore Energetico. La domanda di qualifica IAFR da sottoporre a

GSE può riguardare sia gli impianti ancora da realizzare (bastano il progetto e le

autorizzazioni approvate) sia gli impianti già in esercizio, purché la domanda di qualifica

venga presentata entro tre anni dalla data di entrata in esercizio dell’impianto stesso. La

domanda, come da ultime modifiche, viene accompagnata dal pagamento di un

contributo per le spese di istruttoria, definito in apposite tabelle. Il contributo va da un

minimo di 150 euro ad un massimo di 1.350 euro più iva per gli impianti oltre i 10 MW di

potenza.

Una volta presentata domanda a GSE, questo ha 90 giorni di tempo per dare risposta. Al

termine dei 90 giorni scatta il silenzio assenso e la richiesta è da considerarsi accolta.

Inoltre, per ritenersi valida ai fini dell’ottenimento degli incentivi, alla qualifica IAFR deve

seguire l’inizio dei lavori di costruzione dell’impianto entro 18 mesi. Se al termine di

questi 18 mesi non sono ancora iniziati i lavori di realizzazione dell’impianto, la qualifica

è da ritenersi nulla, e con essa l’accesso agli incentivi. Per l’inizio lavori c’è un’ apposita

comunicazione da trasmettere al Gse.

Una volta iniziati i lavori, infine, l’impianto deve entrare in esercizio entro 3 anni dalla

data di inizio lavori, pena, anche in questo caso, la decadenza della qualifica [24].

120

6.3 Denuncia di officina elettrica – dogane

La tematica dell'Officina elettrica è necessariamente legata a quella delle accise

sull'energia elettrica.

L'energia elettrica, infatti, è sottoposta ad imposta erariale di consumo “l'accisa” al

momento della fornitura ai consumatori finali ovvero al momento del consumo

dell'energia elettrica prodotta per uso proprio. Secondo l'articolo 53 del Testo Unico

delle Accise, sono obbligati al pagamento dell'accisa sull'energia elettrica [34]:

• i soggetti che procedono alla fatturazione dell'energia elettrica ai consumatori

finali;

• gli esercenti le officine di produzione di energia elettrica utilizzata per uso

proprio;

• i soggetti che utilizzano l'energia elettrica per uso proprio con impiego

promiscuo, con potenza disponibile superiore a 200 kW intendendosi per uso

promiscuo l'utilizzazione di energia elettrica in impieghi soggetti a diversa

tassazione ovvero in impieghi soggetti e non soggetti (devono realizzarsi

entrambe le condizioni, e cioè un uso promiscuo e una potenza superiore a 200

kW);

• i soggetti che acquistano, per uso proprio, energia elettrica sul mercato elettrico,

limitatamente al consumo di detta energia.

L'energia elettrica prodotta con impianti rinnovabili di potenza fino a 20 kW è esclusa

dall'applicazione delle accise. Per tale motivo questi impianti, ma ci sono anche molti

altri casi, non sono soggetti all'obbligo di apertura di Officina elettrica.

Sono tenuti a presentare la denuncia di Officina elettrica tutti gli impianti alimentati da

fonti rinnovabili di potenza superiore ai 20 kW, che autoconsumano una parte

dell’energia elettrica prodotta dall’impianto. Per gli impianti situati in territori montani,

la soglia minima di potenza per l’apertura di Officina elettrica sale da 20 kW a 30 kW.

121

Come già ricordato, è fondamentale il requisito dell’autoconsumo, che è alla base del

meccanismo di tassazione dell’Officina elettrica. Le accise, infatti, vengono calcolate

unicamente sull’elettricità prodotta dall’impianto e auto-consumata in loco.

L’obbligo di apertura di Officina elettrica, quindi, non riguarda in alcun modo gli impianti

a fonti rinnovabili che immettono in rete tutta l’energia prodotta. Gli impianti a fonti

rinnovabili con potenza superiore a 20 kW, che immettono in rete tutta l’energia

prodotta, sono comunque tenuti a fare una comunicazione all’Ufficio delle Dogane, in

deroga all'obbligo di denuncia di apertura di Officina elettrica. In seguito a questa

comunicazione, che deve essere fatta prima dell’allacciamento alla rete elettrica,

l’Ufficio delle Dogane assegna un “Codice Ditta”, indispensabile per identificare

l’impianto nel momento in cui si presenta la dichiarazione annua di produzione (che è

comunque obbligatoria).

La nozione di “autoconsumo” non prevede delle soglie minime di riferimento. Ad

esempio, un impianto fotovoltaico da 50 kW di potenza che cede alla rete il 99%

dell’energia prodotta, utilizzandone l'1% per alimentare i servizi ausiliari dell’impianto, è

comunque tenuto ad aprire Officina elettrica. Infatti, questo 1% di energia

autoconsumata, essendo prodotta dallo stesso impianto fotovoltaico, è sottoposta al

regime delle accise.

Nel caso di un impianto alimentato a biomassa, il decreto 6 Luglio 2012 prevede un

valore fisso di energia auto consumata rispetto a quella prodotta, per questo è

necessario in ogni caso procedere con l’apertura di officina elettrica.

Non sono tenuti a presentare la denuncia di Officina elettrica:

• Impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 20 kW.

• Impianti alimentati da fonti rinnovabili, di qualsiasi potenza, che scelgono la

cessione totale (senza autoconsumo) dell’energia alla rete.

• Impianti costituiti da gruppi elettrogeni di emergenza, con potenza disponibile

non superiore a 200 kW.

• Impianti di qualsiasi tipo, con potenza disponibile non superiore a 1 kW.

• Impianti alimentati a biogas di qualsiasi potenza.

122

Per quanto riguarda gli impianti di biogas, il Dlgs 26/2007 indica chiaramente che “non

sono sottoposte ad accisa le miscele gassose di origine biologica destinate agli usi propri

del soggetto che le produce”.

Una volta ottenuta la licenza di esercizio e con l’impianto a regime, il soggetto obbligato

è tenuto a:

• Compilare il registro di produzione, con la registrazione giornaliera della lettura

dei contatori. In molti casi, è possibile concordare letture dei contatori effettuate

su base settimanale o mensile.

• Pagare annualmente il diritto di licenza entro le scadenze previste (23,24 € nel

caso di uso proprio e 77,47 € nel caso di utilizzo commerciale dell’energia).

• Comunicare entro 30 giorni eventuali variazioni societarie o impiantistiche.

• Presentare la dichiarazione annuale di consumo, che contiene di dati relativi a

ogni mese solare.

L’accisa viene generalmente pagata versando delle rate di acconto mensili. Il pagamento

deve essere effettuato entro il giorno 16 di ogni mese, e la cifra da corrispondere viene

calcolata su 1/12 dei consumi dell’anno precedente.

In base ai dati contenuti nella dichiarazione annuale di consumo (da presentare entro il

20 febbraio di ogni anno), entro il 16 marzo si effettua il conguaglio.Le Officine elettriche

costituite da impianti di cogenerazione di potenza non superiore a 100 kW e privi di

contatori hanno la possibilità di pagare l'accisa sull'energia elettrica mediante un canone

annuale di abbonamento. In questo caso, i consumi tassabili vengono calcolati

forfettariamente in base alla potenza e alle ore di utilizzo del cogeneratore. Chi

usufruisce di questa semplificazione fiscale, non può contestualmente beneficiare

dell'aliquota ridotta per la quota di carburante utilizzata nella produzione di energia

elettrica [25].

6.4 Domanda di connessione ENEL

123

Per ogni nuovo impianto di produzione è necessario procedere con la relativa “domanda

di connessione ENEL” (TICA) compilando l’apposita modulistica e inoltrando la

documentazione richiesta al gestore della rete di distribuzione.

Dal 1 luglio 2012, le domande di connessione di impianti di produzione alla rete di “Enel

Distribuzione” potranno essere inviate esclusivamente con la procedura on-line. Già da

luglio 2011 Enel aveva inserito tra le modalità di inoltro, la possibilità di utilizzare una

casella di posta certificata. Tutti i documenti, dalla domanda di connessione agli allegati,

potevano essere inviati in formato PDF alla casella pec di Enel Distribuzione, compreso il

regolamento di esercizio in caso di autocertificazione per impianti di potenza inferiore a

20kWp.

La richiesta di registrazione sul Portale di un “Nuovo Utente” è effettuata da una

persona fisica che può agire come persona fisica o in qualità di rappresentante di una

persona giuridica .

E’ possibile registrarsi con lo stesso codice fiscale in qualità di:

• Persona fisica: in tal caso il sistema richiede i dati generali, la residenza e i

recapiti. È possibile registrarsi con un solo account di persona fisica a parità di

codice fiscale.

• Procuratore: in tal caso il sistema oltre ai dati comuni alla persona fisica richiede

i dati societari. È possibile avere contemporaneamente, a parità di USER ID (e-

mail) e di codice fiscale societario un solo account come Procuratore o come

Legale Rappresentante.

• Legale Rappresentante: in tal caso il sistema oltre ai dati comuni alla persona

fisica richiede i dati societari. È possibile avere contemporaneamente, a parità di

USER ID (e-mail) e di codice fiscale societario un solo account come Procuratore

o come Legale Rappresentante.

• Ditta individuale: in tal caso il sistema oltre ai dati comuni alla persona fisica

richiede i dati societari. Il codice fiscale coinciderà con il codice fiscale della

persona fisica che ha effettuato il login.

Una volta inseriti tutti i dati del richiedente nell’apposita sezione anagrafica si passa alla

parte relativa ad una nuova domanda di connessione. Una successione di istruzioni da

compilare definisce le caratteristiche della nuova connessione e i dati dell’impianto da

124

connettere. Ogni punto da compilare è composto dall’apposito collegamento

ipertestuale TAB, come in figura 6.1.

Figura 6.1 Interfaccia portale produttori ENEL

La successione delle istruzioni è così composta :

1. Scelta fra impianto singolo o lotto di impianti.

Nel caso di impianto singolo sarà richiesto l’inserimento dei dati per un solo

impianto mentre, nel caso di lotto, sarà richiesta la compilazione dei dati relativi

a ciascuno degli impianti costituenti il lotto stesso. In quest’ultimo caso sarà

necessario indicare il numero degli impianti costituenti il lotto.

2. Scelta fra nuova connessione o modifica connessione esistente.

Nel caso di nuova connessione si fa riferimento ad un punto di connessione non

ancora esistente mentre la scelta di modifica deve essere effettuata qualora

esista già un punto di connessione alla rete (POD già esistente con fornitura in

prelievo e immissione o solo in prelievo) Nel primo caso si attiverà, nel TAB “dati

impianto” la sezione: “Dati impianto nuovo” Nel secondo caso nel TAB “dati

impianto” si attiverà la sezione: “Dati adeguamento impianto”

3. Numero di impianti costituenti un lotto .

Nel caso in cui al punto “1” sia stato selezionato “lotto di impianti” è necessario

indicare il numero degli impianti di cui si comporrà il lotto.

4. Scelta fra titolarità della richiesta. Il titolare della richiesta può essere:

• il produttore.

• un mandatario con rappresentanza del produttore: In tal caso si attiverà il

TAB “Titolare della connessione” che dovrà coincidere con il titolare della

fornitura in prelievo.

125

• una ESCO, mandatario senza rappresentanza del produttore. In tal caso si

attiverà il TAB Titolare della connessione” che dovrà coincidere con il

titolare della fornitura in prelievo. L’opzione ESCO non viene visualizzata

nel caso in cui il richiedente sia persona fisica.

5. Scelta fra titolare della connessione:

• Persona fisica;

• Persona giuridica. In base a tale scelta dovranno essere compilati i dati

fiscali del titolare della connessione nell’apposito TAB.

6. Precisazione su invio corrispondenza (la frase che appare sul portale viene

valorizzata dinamicamente con “sede legale” o “residenza” a seconda che il

richiedente si sia qualificato come persona fisica o come persona giuridica).

7. Altri contatti: Il richiedente può indicare un referente che può essere contattato

dal Distributore nel caso di esigenze tecniche. In questo caso verrà abilitato un

altro TAB.

8. Altri richiedenti con cui condividere l’impianto di rete per la connessione. E’

possibile inserire eventuali altri richiedenti con i quali l’impianto di rete per la

connessione potrebbe essere condiviso. In tale caso verrà visualizzato un nuovo

TAB nel quale è possibile inserire i dati di uno o più richiedenti utilizzando il

pulsante “Aggiungi Richiedente”.

9. Indirizzo di sede amministrativa (in aggiunta a quello della sede legale indicato in

fase di registrazione). La sede amministrativa è selezionabile solo se il richiedente

è un soggetto giuridico.

Completata la sezione relativa alla richiesta, si passa all’apposito TAB nel quale inserire i

dati tecnici dell’impianto, nella sequenza :

126

Figura 6.2 Schermata relativa ai dati dell’impianto da connettere

I. Sezione Ubicazione.

In questa sezione, il richiedente deve inserire i dati relativi all’ubicazione

dell’impianto di produzione.

II. Sezione Dati Tecnici (fig. 6.2).

In questa sezione è richiesto l’inserimento dei dati relativi a:

• ingombro dell’impianto di produzione;

• regime commerciale;

• fonte di generazione;

• eventuale presenza di sezioni (solo nel caso di impianti fotovoltaici) ;

• potenza nominale di generazione dell’impianto e potenza di immissione

in rete;

• date previste per l’avvio e la conclusione dei lavori di realizzazione

dell’impianto e di entrata in esercizio;

• eventuale presenza di altri impianti di produzione sottesi allo stesso

punto di connessione.

III. Sezione Dati impianto nuovo.

In questa sezione, visualizzata nel caso di richiesta di nuova connessione alla

rete, è possibile:

• richiedere la connessione ad un punto esistente della rete;

• inserire dati tecnici relativi alla potenza istantanea;

127

• specificare se i prelievi sul nuovo punto di connessione saranno

effettuati esclusivamente per l’alimentazione dei servizi ausiliari di

centrale (caso di cessione totale dell’energia prodotta);

• indicare la potenza richiesta in prelievo sul nuovo punto di connessione

(il sistema controlla l’ammissibilità del valore inserito);

• specificare il tipo di contratto da richiedere per la nuova connessione in

prelievo (solo nei casi diversi da prelievi destinati esclusivamente

all’alimentazione dei servizi ausiliari di centrale).

IV. Sezione Servizi di misura.

In base alla potenza nominale dell’impianto e al tipo di connessione richiesta la

sezione “servizi di misura” riporterà dinamicamente le scelte da effettuare o

visualizzerà l’informativa che la misura è a carico del distributore

V. Sezione Disponibilità del sito.

In questa sezione il richiedente è tenuto a dichiarare il titolo di disponibilità del

sito oggetto dell’installazione dell’impianto di produzione e il tipo di incentivo

che intende richiedere.

Il TAB “Altre info” è composto solamente da una serie di voci e condizioni che bisogna

accettare per procedere con la domanda.

Nel TAB “Allegati” il richiedente deve salvare i dati e stampare il modulo precompilato

della domanda di connessione con i dati inseriti nelle maschere del portale. Una volta

stampato, sottoscritto e scansionato, il richiedente deve allegare il documento sul

portale.

Gli allegati richiesti riguardano (fig. 6.3):

• Domanda connessione completa e firmata;

• CTR regionale;

• Schema elettrico unifilare;

• Planimetria catastale.

Il richiedente, per poter inviare la domanda di connessione al gestore di rete, è inoltre

tenuto ad allegare tutti i documenti obbligatori previsti dal servizio. Una volta allegato

un documento il richiedente può visualizzarlo o eliminarlo utilizzando il tasto apposito.

128

Figura 6.3 Schermata relativa agli allegati

Per inoltrare la richiesta al gestore di rete, il richiedente accede al TAB “Controllo e

inoltro”. In questo TAB vengono evidenziate le eventuali anomalie riscontrate

relativamente ai dati inseriti nelle maschere o agli allegati, e in tale caso evidenzia in

quale TAB sia necessario completare i dati. Una volta che i dati saranno completi, sarà

possibile salvare ed inoltrare la richiesta di connessione al gestore di rete.

Una volta inoltrata la domanda per ottenere il preventivo ENEL è necessario attestare

l’avvenuto versamento del corrispettivo come segue.

La delibera AEEG stabilisce che, all'atto di presentazione della domanda di connessione,

il richiedente versi al gestore di rete un contributo per l'ottenimento del preventivo. Tale

contributo è forfettario e ripartito in base alla potenza in immissione richiesta [35].

Pertanto l'importo da corrispondere per tale contributo risulta essere quello sotto

riportato:

• potenze in immissione fino a 50 kW: € 121 (€ 100 + IVA 21%);

• potenze in immissione maggiori di 50 kW e fino a 100 kW: € 242 (€ 200 + IVA

21%) ;

• potenze in immissione maggiori di 100 kW e fino a 500 kW: € 605 (€ 500 +

IVA 21%);

• potenze in immissione maggiori di 500 kW e fino a 1000 kW: € 1815 (€ 1500

+ IVA 21%);

• potenze in immissione maggiori di 1000 kW: € 3025 (€ 2500 + IVA 21%).

129

Il versamento può essere effettuato seguendo le istruzioni pubblicate sul Portale

Produttori. L'attestato di versamento del contributo deve essere allegato alla domanda

di connessione. Una volta ricevuta la domanda, Enel Distribuzione provvederà alla

redazione del preventivo entro i tempi previsti dalla delibera AEEG .

A seguito del ricevimento della domanda di connessione, Enel Distribuzione verifica

adeguatezza e completezza della documentazione ricevuta e, in caso positivo, invia il

preventivo al richiedente dei tempi indicati nella seguente tabella, validi nel caso di

connessioni alla rete in bassa o media tensione:

• 20 giorni lavorativi Fino a 100 kW

• 45 giorni lavorativi Da 100 kW fino a 1.000 kW

• 60 giorni lavorativi Oltre 1.000 kW

Le tempistiche indicate decorrono a partire dalla data di ricevimento della domanda di

connessione, completa di tutti i dati e gli allegati necessari, inclusa l’attestazione di

avvenuto pagamento del corrispettivo per l’emissione del preventivo. Qualora la

documentazione non risulti invece completa o conforme a quanto previsto, ne viene

data comunicazione al richiedente, con l’indicazione delle integrazioni necessarie ai fini

della predisposizione e messa a disposizione del preventivo. I tempi di messa a

disposizione del preventivo decorreranno in tal caso dalla data di ricevimento dell’ultima

integrazione alla domanda di connessione.

Prima della stesura del preventivo Enel provvederà tramite un sopralluogo a verificare le

opere necessarie alla connessione, sia quelle la cui realizzazione verrà attribuita al

richiedente, sia quelle realizzate da Enel.

Una volta ottenuto il preventivo, il richiedente ha tempo 45 giorni lavorativi per

procedere con l’accettazione attraverso il proprio profilo nel portale. L’accettazione

comporta l’invio di:

• Il modulo di accettazione, contenente altresì l’accettazione delle condizioni

generali del contratto di connessione e delle condizioni generali del servizio

di misura, compilato e firmato.

• Documentazione attestante il pagamento del corrispettivo per la

connessione pari al 30% dell’ammontare complessivo del valore del

preventivo.

130

Per procedere poi alla realizzazione definitiva della connessione, prima dell’inizio lavori

da parte di Enel è necessario che il richiedente abbia realizzato e comunicato il “Fine

lavori” tramite l’apposita modulistica riguardo le opere risultate necessarie per la

connessione dopo il sopralluogo [26, 31].

Per l’impianto in esame, la domanda di connessione è giunta a questo frangente.

Il titolare dell’impianto sta procedendo ad eseguire i lavori richiesti prima di essere

connesso alla rete. Connessione che sarà operativa dopo il 1 gennaio 2013, in quanto

c’è l’intenzione di entrare in servizio con il nuovo sistema di incentivazione previsto dal

DM 6 luglio 2012.

6.5 Autorizzazione VVFF

La prevenzione incendi è una materia interdisciplinare nel cui ambito vengono promossi,

studiati, predisposti e sperimentati provvedimenti, misure, accorgimenti e modi di

azione intesi ad evitare l'insorgere di un incendio od a limitare le conseguenze.

In tale settore l'organo preposto alla emanazione delle norme ed al controllo

dell'osservanza delle stesse è il Ministero dell'Interno che, a tal fine, si avvale dell'opera

del Corpo Nazionale dei Vigili del fuoco.

Il predetto controllo avviene secondo una procedura autorizzativa ben definita che

termina con il rilascio del certificato di prevenzione incendi.

Tale certificato, al cui rilascio è preposto il Comando Provinciale dei Vigili del fuoco,

attesta che l'attività, sottoposta a controllo, è conforme alle disposizioni di sicurezza

vigenti in materia.

Le attività soggette ai controlli di prevenzione incendi elencate nel D.M. 16/02/1982

debbono avere una approvazione preventiva da parte dei Comandi Provinciali dei Vigili

del fuoco ed, a lavori ultimati, deve essere richiesta la visita di collaudo che si risolve, in

caso di esito positivo, nel rilascio del certificato di prevenzione incendi.

Per l’impianto in questione l’autorizzazione, oltre ad essere relativa ad un sito dove si ha

produzione di energia con motori endotermici, è riferita ad un impianto di produzione di

gas, anche se il syngas prodotto, peraltro gas di poco pregio, non viene stoccato, ma

131

combusto immediatamente nel motore. Dunque le norme di sicurezza da rispettare

sono più severe rispetto ad un semplice impianto cogenerativo alimentato da altri

combustibili.

Occorre comunque precisare che dopo il rilascio del certificato di prevenzione incendi, il

responsabile dell'attività, per la quale è stato rilasciato tale documento, è tenuto ad

osservare ed a far osservare le limitazioni, i divieti e, in genere, le condizioni di esercizio

indicate nel certificato stesso, nonché a curare il mantenimento dell'efficienza dei

sistemi, dei dispositivi e delle attrezzature espressamente finalizzati alla prevenzione

incendi.

E' appena il caso di sottolineare quindi l'estrema importanza che riveste l'operato del

responsabile nell'ordinaria gestione dell'attività, operato che rappresenta una

componente fondamentale delle misure di prevenzione incendi.

E' necessario, inoltre, tenere presente che la legge stabilisce, altresì, l'obbligo di

richiedere le visite ed i controlli di prevenzione incendi ogniqualvolta vi siano modifiche

di lavorazione e di strutture, nei casi di nuova destinazione dei locali e di variazioni

qualitative e quantitative delle sostanze pericolose esistenti e, comunque, quando

vengano a maturare le condizioni di sicurezza precedentemente accertate.

Non si deve dimenticare, comunque, che il certificato di prevenzione incendi ha un

periodo di validità, variabile in funzione dell'attività, stabilito da D.M. 16/02/1982 e che

quindi, in prossimità della sua scadenza, è necessario chiederne il rinnovo.

L'articolo 1 della legge 26 luglio 1965 n. 966 stabilisce che i servizi di vigilanza e

quelli di prevenzione incendi, resi dal Corpo Nazionale dei Vigili del fuoco, sono a

pagamento. Pertanto, oltre che all'attestazione del pagamento, effettuato mediante

apposito bollettino di conto corrente postale intestato alla Banca d'Italia Tesoreria

Provinciale dello Stato, la domanda in carta bollata, per la richiesta di un esame

preventivo del progetto o per il rilascio del certificato di prevenzione incendi, va

corredata da una esauriente documentazione tecnica sia grafica che descrittiva dei

luoghi, delle lavorazioni effettuate, dei materiali depositati e dei provvedimenti che si

intendono adottare, nonché delle eventuali certificazioni attestanti particolari requisiti

per impianti, materiali, strutture, ecc. rilasciate da tecnici abilitati o da laboratori

legalmente riconosciuti.

Il D.P.R. n. 37/38 è costituito da dieci articoli che disciplinano le varie fasi relative

132

all'esame dei progetti, agli accertamenti sopralluogo, all'esercizio delle attività,

all'approvazione delle deroghe per tutte le attività soggette alle visite ed ai controlli di

prevenzione incendi.

Iter da seguire nella presentazione delle richieste:

� Parere di conformità sui progetti

Gli enti ed i privati responsabili delle attività elencate nei decreti ministeriali 16

febbraio 1982, 27 marzo 1985, 30 ottobre 1986, sono tenuti a richiedere al

Comando l'esame dei progetti di nuovi impianti o costruzioni o modifiche di

quelli esistenti usando unicamente il modello compilato a macchina o in

stampatello in duplice copia (una in bollo) entrambe firmate in originale e

complete degli allegati richiesti.

La domanda non verrà accettata se non risulterà compilata, in ogni sua parte, sul

modello e/o mancheranno gli allegati previsti, ivi compresi le sue due copie della

relazione tecnica e degli elaboratori grafici predisposti secondo le indicazioni dei

modelli. Quando la domanda sarà completa verrà dato avvio al procedimento

comunicando al responsabile legale dell'attività il nominativo del responsabile

del procedimento ed in quanti giorni è stimata la durata del procedimento

stesso, che si concluderà comunque con una risposta favorevole o negativa.

� Rilascio del certificato prevenzione incendi

Completate le opere previste nel progetto approvato gli enti ed i privati

responsabili delle attività sono tenuti a presentare al Comando la domanda di

sopralluogo firmato in originale e complete degli allegati richiesti.

La domanda non verrà accettata se non risulterà compilata in ogni sua parte sul

modello e/o mancheranno gli allegati previsti, ivi comprese le dichiarazioni,

attestazioni, certificazioni richieste contestualmente all'approvazione del

progetto con il modello.

Quando la domanda sarà completa in ogni sua parte verrà dato avvio al

procedimento comunicando al responsabile legale dell'attività il nominativo del

responsabile del procedimento ed in quanti giorni è stata stimata la durata del

procedimento stesso.

133

Per tale aspetto si pone in evidenza che il sopralluogo richiesto sarà espletato

compatibilmente con le potenzialità del Comando nel settore della prevenzione

incendi rapportata al numero di procedimenti in corso ed all'espletamento di

tutti gli altri compiti istituzionali a carico del Comando stesso.

� Autorizzazione provvisoria

Il certificato di prevenzione incendi costituisce, ai soli fini antincendi, il nulla osta

all'esercizio dell'attività.

Il responsabile dell'attività, in attesa dell'effettuazione del sopralluogo di cui al

precedente punto, può presentare al Comando una dichiarazione, resa come atto

notorio o dichiarazione sostitutiva dell'atto di notorietà, secondo le forme di

legge, usando unicamente il modello firmato in originale, con la quale si attesti

che sono state rispettate le prescrizioni vigenti in materia di sicurezza

antincendio. Il Comando restituirà all'interessato la copia in bollo della

dichiarazione, munita del visto di ricezione del Comando, che costituirà, ai soli

fini antincendi, l'autorizzazione provvisoria all'esercizio dell'attività.

� Obblighi connessi con l'esercizio dell'attività

Gli enti ed i privati responsabili di attività soggette ai controlli di prevenzione

incendi, nell'esercizio dell'attività, hanno l'obbligo di mantenere in stato di

efficienza i sistemi, i dispositivi, le attrezzature e le altre misure di sicurezza

antincendio adottate, di effettuare verifiche di controllo ed interventi di

manutenzione, di assicurare una adeguata informazione e formazione del

personale dipendente sui rischi di incendio connessi con la specifica attività, sulle

misure di prevenzione e protezione da adottare sulle precauzioni da osservare

per evitare l'insorgere di un incendio e sulle procedure da attuare in caso di

incendio.

Il responsabile dell'attività deve annotare quanto sopra in un apposito registro

che deve essere mantenuto costantemente aggiornato e reso disponibile

durante i controlli del Comando. Ogni modifica delle strutture o degli impianti,

ovvero delle condizioni di esercizio delle attività, che comportino una alterazione

delle preesistenti condizioni di sicurezza antincendio, obbligherà il responsabile

134

dell'attività ad avviare nuovamente le procedure inerenti l'approvazione

preventiva del progetto.

� Rinnovo del certificato prevenzione incendi

Gli enti ed i privati responsabili delle attività sono tenuti a richiedere al Comando

il rinnovo del certificato di prevenzione incendi prima della scadenza usando

unicamente il modello firmato in originale completo degli allegati richiesti. Si

pone in evidenza che la attestazione che non è mutata la situazione riscontrata

alla data del rilascio del certificato di prevenzione incendi deve essere resa come

atto notorio o dichiarazione sostitutiva dell'atto di notorietà, secondo le forme di

legge, usando unicamente il modello compilato a macchina o in stampatello in

duplice copia (una in bollo) entrambe firmate in originale.

Anche la perizia giurata attestante l'efficienza dei dispositivi, dei sistemi

finalizzati alla protezione attiva antincendi deve essere compilata sul modello.

La domanda non verrà accettata se non risulterà compilata in ogni sua parte e/o

mancheranno gli allegati previsti.

� Procedimento di deroga

La domanda di deroga all'osservanza della vigente normativa antincendi deve

essere indirizzata all'Ispettorato regionale dei vigili del fuoco tramite il Comando

provinciale usando unicamente il modello compilato e firmato in originale. Si

evidenzia che affinché possa essere esaminata la richiesta è necessario che siano

chiari i motivi che non consentono il rispetto integrale della normativa e quali

siano le misure di sicurezza equivalenti che si ritengano idonee a compensare il

rischio aggiuntivo.

� Versamento su c/c postale

Le richieste per i vari procedimenti devono essere provviste anche

dell'attestazione di versamento effettuato sul c/c postale della tesoreria

provinciale dello stato. L'importo deve essere calcolato, in base alle tariffe,

scaturite dall'applicazione dell'allegato VI al D.M. 4 maggio 1998 [32].

135

6.6 Tariffa incentivante

Da parecchi anni, nel nostro paese, per favorire lo sviluppo e diffusione delle tecnologie

energetiche alimentate da fonti rinnovabili si sono seguite diverse strade,

dall’incentivazione diretta dell’energia prodotta attraverso pagamenti o assegnazione di

certificati attestanti tale produzione, alle detrazione fiscale di una percentuale del costo

iniziale dell’investimento. Un’altra tipologia è quella di applicare una tassazione a carico

delle produzioni energetiche non rinnovabili, quindi vari accise su carburanti, sulle

emissioni ecc..

L’impianto di produzione in esame, alimentato da fonti rinnovabili, entra nel sistema di

incentivazione destinato ai sistemi di produzione elettrica da impianti a fonti rinnovabili

diversi dai fotovoltaici. Il regolamento di riferimento è costituito dal D.M. 6 Luglio 2012,

che entrerà in vigore per gli impianti connessi a decorrere dal 1 Gennaio 2013, ma giunti

a questo punto risulta l’unico riferimento, in quanto le tempistiche di autorizzazione e

installazione di un eventuale impianto non permettono di rientrare nell’attuale sistema

di incentivazione in vigore fino a fine anno.

Il nuovo regime si prefigge di raggiungere e superare gli obiettivi europei delle energie

rinnovabili attraverso una crescita virtuosa, basata su un sistema di incentivazione

equilibrato e con forti ricadute sull’economia italiana tale da ridurre l’impatto sulle

bollette di cittadini e imprese.

I Decreti pongono le basi per uno sviluppo ordinato e sostenibile delle energie

rinnovabili, allineando gli incentivi ai livelli europei e adeguandoli agli andamenti dei

costi di mercato delle tecnologie (calati radicalmente nel corso degli ultimi anni). Si

introduce inoltre un sistema di controllo e governo dei volumi installati e della relativa

spesa complessiva (aste per impianti grandi e registri per impianti di taglia media).

In linea con le previsioni della precedente normativa, il nuovo sistema entrerà in vigore il

1 gennaio 2013 per il non fotovoltaico, per il quale è previsto comunque un periodo

transitorio di 4 mesi.

Grazie al lavoro portato avanti, sono state effettuate importanti modifiche migliorative,

che hanno tenuto conto dei pareri dell’Autorità per l’Energia e della Conferenza

136

Unificata, di specifiche mozioni Parlamentari e di suggerimenti di Associazioni di

categoria. In particolare sono previsti:

• Un ampliamento del budget di spesa, per un totale di 500 Milioni di Euro annui -

pari a ulteriori 10 Miliardi di Euro di spesa su 20 anni;suddivisi tra Fotovoltaico

(200 Milioni) e Non-Fotovoltaico (300 Milioni);

• Una forte semplificazione delle procedure per l’iscrizione ai registri;

• L’innalzamento delle soglie di accesso ai registri per tutte le categorie rilevanti. In

particolare, per il fotovoltaico, vengono esentati dai registri gli impianti a

concentrazione, quelli innovativi e quelli realizzati da Amministrazioni pubbliche,

oltre a quelli in sostituzione di amianto fino a 50 kW. Inoltre, sono esentati gli

impianti tra 12 e 20 kW che richiedono una tariffa ridotta del 20%;

• Un premio per gli impianti fotovoltaici realizzati in sostituzione di coperture in

amianto e per quelli con preponderante uso di componenti europei;

• Un incremento degli incentivi per alcune specifiche tecnologie che presentano

una forte ricaduta sulla filiera nazionale, ad esempio: geotermico innovativo,

fotovoltaico a concentrazione e innovativo;

• Una rimodulazione dei termini di pagamento dei certificati verdi;

• La conferma della priorità di accesso al registro per gli impianti realizzati dalle

aziende agricole.

6.6.1 Incentivazione impianti a biomasse

Per impianti alimentati con biomasse il D.M. 6 Luglio 2012 e il successivo documento del

GSE del 24 Agosto 2012 con le procedure applicative di tale decreto prevedono un

incentivo variabile, dipendente dalle caratteristiche del combustibile, dalla potenza e

tipologia dell’impianto stesso.

L’accesso all’incentivo è consentito solo agli impianti già qualificati IAFR o che abbiano

presentato domanda di qualifica secondo le modalità descritte precedentemente. In

qualunque caso il già possesso della qualifica non costituisce in alcun modo criterio di

priorità ai fini dell’accesso agli incentivi definiti dal decreto.

In questo paragrafo sono sintetizzati, con l’aiuto di alcune tabelle di riferimento, i nuovi

meccanismi di incentivazione previsti dal Decreto, con particolare riferimento a:

137

• tipologia di incentivi;

• livello di incentivazione in funzione della tipologia di fonte e di impianto;

• condizioni per l’accesso ai meccanismi di incentivazione;

• flusso del processo di riconoscimento degli incentivi.

Il Decreto prevede che l’incentivazione sia riconosciuta in riferimento all’energia

prodotta netta da impianti a fonti rinnovabili e immessa in rete (artt. 2 e 7), ovvero al

minor valore fra la produzione netta e l’energia effettivamente immessa in rete.

Gli impianti di potenza non superiore a 1 MW possono richiedere al GSE, ai sensi

dell’articolo 7, comma 4 del Decreto, il ritiro della produzione netta immessa in rete

mediante l’erogazione di una specifica tariffa omnicomprensiva.

La tariffa omnicomprensiva To è determinata secondo la formula di seguito indicata.

To = Tb + Pr (1)

dove:

• Tb è la tariffa incentivante base ricavata per ciascuna fonte e tipologia di

impianto.

• Pr è l’ammontare totale degli eventuali premi a cui ha diritto l’impianto.

Gli impianti di potenza superiore a 1 MW e quelli di potenza non superiore a 1MW che

non optano per la Tariffa omnicomprensiva, possono richiedere al GSE, ai sensi

dell’articolo 7, comma 5 del Decreto, sulla produzione netta immessa in rete,

l’erogazione dell’incentivo Inuovo sulla base dei dati della produzione di energia elettrica

netta immessa in rete e dei prezzi zonali orari. L’incentivo Inuovo è determinato

applicando la seguente formula:

Inuovo = Tb + Pr – Pz (2)

dove:

• Tb è la tariffa incentivante base ricavata per ciascuna fonte e tipologia di

impianto, nonché, qualora l’impianto abbia partecipato con esito positivo a una

Procedura d’asta, ridotta del ribasso percentuale aggiudicato nella medesima

Procedura;

• Pr è l’ammontare totale degli eventuali premi a cui ha diritto l’impianto;

138

• Pz è il prezzo zonale orario, della zona in cui è immessa in rete l’energia elettrica

prodotta dall’impianto ed è assunto pari a zero se negativo.

Nel caso in cui il valore dell’incentivo risulti negativo esso è posto pari a zero. Nel caso di

tariffa omnicomprensiva, il corrispettivo erogato comprende la remunerazione

dell’energia che viene ritirata dal GSE; nel caso di incentivo, l’energia resta invece nella

disponibilità del produttore.

Il Decreto individua, per ciascuna fonte, tipologia di impianto e classe di potenza, il

valore delle tariffe incentivanti base (Tb) di riferimento per gli impianti che entrano in

esercizio nel 2013 Nella stessa tabella sono individuate le vite medie utili convenzionali

degli impianti, cui corrisponde il relativo periodo di incentivazione. Vengono definiti

altresì una serie di premi (Pr) cui possono accedere particolari le tipologie di impianti che

rispettano determinati requisiti di esercizio.

Il Decreto definisce quattro diverse modalità di accesso ai meccanismi di incentivazione,

a seconda della taglia di potenza e della categoria di intervento (art. 4):

1. accesso diretto, nel caso di impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati,

oggetto di rifacimento o potenziamento con potenza non superiore ad un

determinato limite; per le biomasse tale limite corrisponde con il valore di

200kW.

2. iscrizione a Registri, in posizione tale da rientrare entro contingenti annui di

potenza incentivabili, nel caso di impianti nuovi, integralmente ricostruiti,

riattivati o oggetto di potenziamento, se la relativa potenza è superiore a quella

massima ammessa per l’accesso diretto pari a 200kW, ma non superiore ad un

determinato valore soglia. Per gli impianti a biomassa il valore soglia è pari a

5MW.

3. aggiudicazione degli incentivi a seguito di partecipazione a procedure

competitive di Aste al ribasso, nel caso di impianti nuovi, integralmente

ricostruiti, riattivati o oggetto di potenziamento se la relativa potenza è superiore

ad un determinato valore soglia peri a 5MW.

4. iscrizione a Registri, in posizione tale da rientrare entro contingenti annui di

potenza incentivabili, nel caso di rifacimenti di impianti la cui potenza è superiore

139

a quella massima ammessa per l’accesso diretto.

Figura 6.4 Limiti per le diverse tipologie di accesso all’incentivazione

Nel caso in esame, con una potenza elettrica erogata dal cogeneratore pari a 45 kW ,

siamo nel caso di accesso diretto all’incentivo, e fino alla connessione di quattro moduli

cogenerativi nello stesso punto di produzione non vi è l’obbligo di accedere al registro

(fig. 6.4). In questa trattazione non verrà per questo illustrata la procedura per accedere

a tale registro in quanto nella maggioranza dei casi le installazioni sono sempre inferiori

ai 200kW di potenza totale.

Nel caso di accesso diretto, per l’invio della domanda di accesso agli incentivi il Soggetto

Responsabile deve accedere al Portale FER-E dopo aver completato la registrazione della

propria anagrafica sul sito del GSE nella Sezione Area Clienti con le medesime modalità

previste per le richieste di partecipazione ai Registri e alle Procedure d’Asta .

Per gli impianti che accedono direttamente ai meccanismi di incentivazione il Soggetto

Responsabile, all’atto della richiesta di accesso ai meccanismi di incentivazione, è tenuto

a pagare il contributo a copertura delle spese di istruttoria.

Il contributo, da versare secondo le modalità di seguito riportate, è pari ad un importo

di 100 €, incrementato di:

• 80 € per gli impianti di potenza superiore a 50 kW e non superiore a 200 kW;

• 500 € per gli impianti di potenza superiore a 200 kW e non superiore a 1 MW;

• 1320 € per gli impianti di potenza superiore a 1 MW e non superiore a 5 MW;

• 2200 € per gli impianti di potenza superiore a 5 MW.

Biomasse art 8 comma 4 lettere

a) e b)

Biomasse

art 8 comma 4 lettere

c) e d), gas di

depurazione, gas di

discarica e bioliquidi

sostenibili

Accesso diretto (*) Registro Asta

1 kW 200 kW 5 MW

Registro Asta

1 kW 5 MW

1 kW 5 MW

140

Tali importi dovranno essere maggiorati dell’IVA (pari al 21% al momento della

pubblicazione delle presenti procedure).

Indispensabile allegare tutta una serie di documenti per avere accesso agli incentivi,

principalmente tutta la documentazione relativa all’installazione dell’impianto e quella

certificante la sua corretta funzionalità. La descrizione nel dettaglio viene omessa.

Per gli impianti a biomasse oltre alla lista di documenti necessari è obbligatorio allegare:

• scheda biomasse (con specifica delle tipologie e delle quantità previste,

descrizione del processo di pretrattamento e sintesi del piano di

approvvigionamento);

Per data di entrata in esercizio di un impianto si intende la data corrispondente al

completamento dei lavori di realizzazione dell’intervento e del primo funzionamento

dell'impianto in parallelo con il sistema elettrico.

Per “completamento dei lavori di realizzazione dell’intervento”, per tutte le categorie di

intervento e di modalità di accesso agli incentivi (Registi, Aste o Accesso Diretto), si

intende l’ultimazione delle opere e l’installazione delle apparecchiature previste per

ciascuna tipologia impiantistica in relazione alle diverse categorie di intervento, come

definite all’art. 2 e nell’Allegato 2 al Decreto.

La data di entrata in esercizio, è validata dal gestore di rete entro 5 giorni lavorativi

dall’attivazione della connessione.

L’impianto può dunque ritenersi in esercizio solo quando risulti totalmente conforme,

sia per quanto attiene alla potenza installata sia per quanto attiene alla configurazione

complessiva dell’impianto, a quello autorizzato per il quale il Soggetto Responsabile

richiede l’accesso diretto o ha richiesto l’iscrizione al relativo Registro o ha partecipato

alla Procedura d’Asta.

Quanto sopra illustrato è pienamente coerente con le disposizioni previste dal Decreto,

quali:

• “in tutti i casi” la tariffa incentivante di riferimento è quella vigente alla data di

entrata in esercizio dell’impianto e dunque al momento di completamento

dell’intervento;

141

• vengono definiti i termini molto precisi per l’entrata in esercizio degli impianti

inclusi nelle graduatorie (registri, Aste, rifacimenti), il cui mancato rispetto

comporta una decurtazione degli incentivi entro un limite massimo di ritardo,

oltre il quale si arriva alla decadenza dal diritto.

In definitiva risulta evidente che l’impostazione logica di tutto il Decreto, allo scopo di

tutelare e garantire la parità di trattamento ai fini dell’iscrizione ai Registri ovvero della

partecipazione alle Procedure d’Asta, prevede che alla data di entrata in esercizio

dichiarata dal Soggetto Responsabile l’impianto debba essere completamente realizzato.

Le tempistiche relative all’iter autorizzativo e di accesso all’incentivo per gli impianti a

biomasse sono riassunte nel seguente schema (fig.6.5) :

Figura 6.5 Tempistiche di processo per l’ottenimento degli incentivi

Il Decreto stabilisce che il periodo di durata dell’incentivazione per gli impianti alimentati

a biomassa è pari alla vita utile dell’impianto attestata in 20 anni a decorrere dalla data

di entrata in esercizio intesa secondo le disposizioni descritte.

Tabella 4 – Flusso del processo di riconoscimento degli incentivi

Tipologia

di

accesso

Accesso

diretto

Registro per

nuovi

impianti,

riattivazioni,

integrali

ricostruzioni e

potenziamenti

Registro per

gli interventi

di rifacimento

Aste

30 gg 60 gg 30 gg 90 gg

Entro 18 Mesi

Per ogni mese di ritardo la tariffa è diminuita dello 0,5%. Dopo 12 mesi di ritardo massimo, decade il diritto all’incentivo (l’impianto può iscriversi ad un nuovo Registro; l’eventuale tariffa assegnata è quella relativa alla data di entrata in esercizio decurtata del 15%).

entro

60 gg

Periodo

incentivazione

30 gg 90 gg

Entro 18 Mesi Periodo

incentivazione

30 gg 60 gg 30 gg 90 gg

Entro 18 Mesi

Per ogni mese di ritardo la tariffa è diminuita dello 0,5%. Dopo 12 mesi di ritardo massimo, decade il diritto all’incentivo (l’impianto può iscriversi ad un nuovo Registro; l’eventuale tariffa assegnata è quella relativa alla data di entrata in esercizio decurtata del 15%).

entro

60 gg

Periodo

incentivazione

30 gg 60 gg 30 gg 90 gg

Entro 18 Mesi

Per ogni mese di ritardo la tariffa è diminuita dello 0,5%. Dopo 24 mesi di ritardo massimo, decade il diritto di accesso agli incentivi.

entro

60 gg

Periodo

incentivazione

Entro 16-36 mesi +

12 mesi max di ritardo

Entro 12-36 mesi +


Entro 28-40 mesi +


Pubblicazione

del bando Apertura

Registri e

Aste

Chiusura

Registri e

Aste

Pubblicazione

della

graduatoria

Entrata in

esercizio Richiesta di

accesso agli

incentivi

Stipula del

contratto Entrata in

esercizio

commerciale

Cauzione provvisoria allegata alla richiesta di iscrizione

Entro 15 giorni: restituzione della cauzione provvisoria ai non aggiudicatari

Entro 3 mesi: cauzione definitiva

Entro 15 giorni: restituzione della cauzione provvisoria

Restituzione della cauzione definitiva

142

L’art. 8, comma 4 del Decreto definisce le seguenti quattro tipologie di alimentazione

per gli impianti a biomasse e a biogas:

I. prodotti di origine biologica (Tipo a);

II. sottoprodotti di origine biologica di cui alla Tabella 1–A dell’Allegato 1 del

Decreto (Tipo b);

III. - rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è riconosciuta ai sensi dell’Allegato 2

del Decreto (Tipo c);

IV. rifiuti non provenienti da raccolta differenziata diversi dal “Tipo c” e la frazione

organica dei rifiuti urbani (FORSU) utilizzata in ingresso agli impianti a biogas

(Tipo d).

Nella tipologia di alimentazione di “Tipo a” ricadono i prodotti agricoli destinati o

destinabili al consumo umano, i prodotti derivanti dalla gestione del bosco e dalla

silvicoltura non classificati come rifiuti o sottoprodotti e non ricompresi nella Tabella 1–

A dell’Allegato 1 del Decreto. A titolo esemplificativo e non esaustivo sono di “Tipo a”:

mais, triticale, barbabietole, avena, segale, grano, orzo, colza, prodotti orticoli e

ortofrutticoli, specie erbacee e arboree riportate nella tabella 1-B dell’Allegato 1 del

Decreto.

Per l’alimentazione del gassificatore, composta da biomassa ligno-cellulosica vergine

bisogna fare riferimento alle prime due categorie, Tipo A e Tipo B.

Dalla biomassa elencata nella tabella 1-A del decreto, riproposta in seguito (tabella 6.1),

si ottiene una biomassa classificata come Tipo b

SOTTOPRODOTTI PROVENIENTI DA ATTIVITA' AGRICOLE, ALLEVAMENTO,

GESTIONE DEL VERDE E FORESTALE

effluenti zootecnici

paglia

pula

stocchi

fieni e trucioli da lettiera

residui di campo delle aziende agricole

143

sottoprodotti derivati dall’espianto

sottoprodotti derivati dalla lavorazione dei prodotti forestali

sottoprodotti derivati dalla gestione del bosco

potature, ramaglie e residui dalla manutenzione del verde pubblico e privato

Tabella 6.1 Biomassa classificata come sottoprodotto

La tabella 1-B sottostante (tabella 6.2) invece comprende tutte le biomasse di origine

vegetale che costituiscono un prodotto che rientra nella categoria di Tipo a.

SPECIE ERBACEE

ANNUALI

SPECIE ERBACEE

POLIENNALI SPECIE ARBOREE

Canapa da fibra Cactus Acacia

Canapa del Bengala Canna comune Eucalipto

Chenopodio Canna d’Egitto Olmo siberiano

Erba medica Cannuccia di palude Ontano

Facelia Cardo Paulonia

Kenaf Cardo mariano Pioppo

Loiessa Disa o saracchio Platano

Rapa invernale Fico d’India Robinia

Ricino Ginestra Salice

Senape abissina Igniscum

Sorgo Miscanto

Tabacco Panìco

Trifoglio Penniseto

Saggina spagnola .

Sulla

Topinambur

Vetiver .

Tabella 6.2 Biomasse classificate come materia prima, dalla quale ottengo cippato di “tipo a”

144

In accordo con la norma rientrano in questa classificazione, di prodotto di Tipo A anche i

prodotti da silvicoltura di pregio, quindi la parte di tronco eventualmente impiegabile in

falegnameria o nel settore delle costruzioni .

Nell’impiegare biomassa derivante dalla manutenzione del bosco o selvicoltura tuttavia

non è semplice distinguere e classificare il prodotto ottenuto, in quanto ramaglie e

cimali costituiscono un sottoprodotto e quindi rientrano nel Tipo B, il tronco se idoneo

ad essere trasformato può rientrare nel Tipo A. Ad un primo esame si può ritenere che,

ai prezzi attuali di commercializzazione del cippato e della legna in tronco, la

differenziazione la operi il mercato stesso. I tronchi destinabili ad altri usi hanno un

valore superiore (quasi doppio) rispetto al valore del cippato, per cui lo stesso operatore

nel settore ha più convenienza nel destinare solo le parti di scarto alla cippatura e le

parti pregiate ad altri usi. Sta comunque al fornitore della biomassa da impiegare nel

gassificatore classificare ogni fornitura attraverso il DDT (documento di trasporto).

Ai fini della determinazione della tariffa incentivante base dell’impianto è necessario

individuare la tipologia di alimentazione dell’impianto facendo riferimento

esclusivamente a quanto riportato nel titolo autorizzativo alla costruzione ed esercizio

dello stesso.

Nei casi in cui il titolo autorizzativo non indichi in modo esplicito l’obbligo all’utilizzo di

una sola tipologia (“Tipo a”, “Tipo b”,) o, comunque, consenta un utilizzo di fonti

ricadenti in più tipi, l’individuazione della tariffa incentivante di riferimento è effettuata

attribuendo all’intera produzione la tariffa incentivante base di minor valore fra quelle

riferibili alle tipologie autorizzate. Per i soli impianti a biomasse e biogas di potenza non

superiore a 1 MW e nel solo caso in cui dall’autorizzazione risulti che per l’alimentazione

vengono utilizzati sottoprodotti ricadenti nel “Tipo b”, congiuntamente a biomasse

rientranti nel “Tipo a”, con una percentuale di queste ultime non superiore al 30% in

peso, si attribuisce all’intera produzione la tariffa incentivante base prevista per i

sottoprodotti di “Tipo b”.

In tabella 6.3 sono riportati gli importi delle tariffe incentivanti base in funzione della

potenza e della tipologia di alimentazione (o mix di tipologie) autorizzate.

145

BIOMASSE AUTORIZZATE POTENZA [kW] TARIFFA [€/MWh]

1<P≤300 229

300<P≤1000 180

Prodotti di "Tipo A", sia sottoprodotti di "Tipo B" 1<P≤300* 257

300<P≤1000* 209

1000<P≤5000 133

P>5000 122

*Impiego di biomassa di Tipo A < 30% del totale

Tabella 6.3Tariffa base incentivante in funzione della potenza e del tipo di alimentazione

I consumi attribuibili ai servizi ausiliari, alle perdite nei trasformatori principali e alle

perdite di linea fino al punto di consegna dell’energia alla rete elettrica sono definiti su

base convenzionale e sono espressi in termini di percentuale dell’energia elettrica

prodotta lorda.

Fonte rinnovabile Tipologia Assorbimento ausiliari

Biomasse

Prodotti di origine biologica 17%

Sottoprodotti di origine

biologica 17%

Tabella 6.4 Valori dei consumi attribuiti agli ausiliari elettrici

La decurtazione di un valore pari al 17% dell’energia elettrica prodotta (tabella 6.4) lorda

avviene in ogni caso, se il valore di assorbimento degli ausiliari risulta superiore a questo

valore-soglia la decurtazione sarà pari al maggiore dei due.

6.6.2 Premi incentivanti

Il Decreto, per ciascuna fonte, tipologia di impianto e classe di potenza,oltre al valore

delle tariffe incentivanti base (Tb) definisce altresì una serie di premi (Pr) che si possono

aggiungere alla tariffa base, cui possono accedere particolari tipologie di impianti ovvero

146

impianti che rispettano determinati requisiti di esercizio. I premi che un impianto

funzionante a biomasse può eventualmente ricevere sono [27] :

• Premio per la riduzione delle emissioni inquinanti (NOX, NH3, CO, SO2, COT,

Polveri);

• Premio per la cogenerazione ad alto rendimento (CAR);

• Premio per la cogenerazione ad alto rendimento abbinata al teleriscaldamento;

Riduzione emissioni inquinanti

Possono richiedere l’assegnazione del premio gli impianti alimentati ed autorizzati

all’uso esclusivo di biomasse di “Tipo a” e/o di “Tipo b”, di qualsiasi potenza, anche

oggetto di rifacimento.

Per gli impianti che soddisfano i requisiti sulle emissioni disposti dal decreto e riassunti

nella tabella 6.5 è previsto un premio pari a 30 €/MWh sulla produzione elettrica.

Tabella 6.5 Limiti delle emissioni in funzione della potenza termica per ottenere il premio

Nel caso in esame i parametri da soddisfare sono elencati nella prima colonna relativa

alla potenza termica nominale < 6MWt. Il rispetto di tali valori è da verificare attraverso

della misurazioni in continua e il premio è corrisposto nel caso in cui la media mensile

dei parametri di emissione in atmosfera riferiti ad una percentuale di ossigeno libero

nell’effluente gassoso pari all’11%, risulti uguale o inferiore ai valori indicati [27].

147

Cogenerazione alto rendimento (CAR)

Il concetto di cogenerazione alto rendimento verrà illustrato ampiamente nelle prossime

righe, compresi i calcoli e la valutazione dei parametri per il rispetto di tale attestazione.

I premi relativi a questa attestazione, cioè nel caso di rispetto di tutti i vincoli della

normativa, sono differenziati a seconda del tipo di alimentazione e del tipo di impiego

del calore.

I casi possibili sono tre :

1. 40€/MWh per impianti alimentati ed autorizzati all’uso esclusivo di biomasse di

“Tipo a”.

2. 10 €/MWh per impianti alimentati ed autorizzati all’uso esclusivo di biomasse di

“Tipo b”.

3. 40 €/MWh per impianti alimentati ed autorizzati all’uso esclusivo di biomasse di

“Tipo b” operanti in regime di cogenerazione ad alto rendimento che utilizzino il

calore cogenerato per il teleriscaldamento.

6.6.3 Introduzione CAR

L’obbiettivo primario dell’incentivazione di fonti energetiche rinnovabili è senz’altro il

risparmio energetico puntando a favorire la diffusione progressiva di un’efficace

produzione combinata di energia elettrica e calore.

Il decreto, integrato dal DM 4 agosto 2011, definisce, inoltre, le grandezze e le

caratteristiche da rispettare affinché la produzione simultanea di energia termica ed

elettrica possa essere definita Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR), disposizioni

integrate dalla Guida GSE del 24 Agosto 2012.

Nel quadro normativo relativo all’incentivazione di impianti cogenerativi alimentati a

biomassa, è stato di fatto introdotto il concetto di Cogenerazione Alto Rendimento

(CAR),con associato un nuovo regime di sostegno per tale qualifica.

È previsto che i benefici debbano essere riconosciuti sulla base del risparmio dell’energia

primaria ottenuto, allineando in questo modo, l’Italia ai principali Stati membri

dell’Unione Europea.

148

Si riportano i principi generali della cogenerazione e i principali riferimenti normativi,

evidenziando sia le norme atte a definire la CAR sia la norma che ne istituisce i benefici.

Si descrive il ruolo svolto dal GSE in tale ambito e le modalità di presentazione della

richiesta di riconoscimento di funzionamento CAR e/o di accesso al regime di sostegno.

Inoltre, sono analizzati gli aspetti principali dell’impianto e dell’unità di cogenerazione

(dalla definizione di “unità”, agli strumenti di misura, ai componenti significativi degli

impianti) e descritti, in modo esplicativo, tutti i parametri necessari all’individuazione

delle grandezze e delle caratteristiche principali della CAR.

In particolare, nel presente documento viene evidenziato come si esegue il calcolo delle

grandezze funzionali alla quantificazione del Risparmio di Energia Primaria (PES) .

La direttiva 11 febbraio 2004 del Parlamento Europeo e del Consiglio n. 2004/8/CE si

prefigge l’obiettivo di accrescere l’efficienza energetica e migliorare la sicurezza

dell’approvvigionamento dei combustibili creando un quadro per la promozione e lo

sviluppo, nel mercato interno, della cosiddetta Cogenerazione ad Alto Rendimento,

basata sulla domanda di calore utile e sul risparmio di energia primaria, tenendo conto

delle specifiche situazioni nazionali. Pertanto è fondamentale, prima di tutto, individuare

cosa si intende per calore utile, essendo la direttiva basata su tale concetto. “Calore

utile”, secondo la direttiva medesima, è il calore prodotto in un processo di

cogenerazione per soddisfare una domanda economicamente giustificabile, cioè una

domanda non superiore al fabbisogno di calore, che sarebbe altrimenti soddisfatta a

condizioni di mercato mediante processi di generazione di energia termica diversi dalla

cogenerazione.

La direttiva intende altresì armonizzare, a livello europeo, la definizione e la

qualificazione dei prodotti della cogenerazione. Per raggiungere i suddetti obiettivi,

vengono introdotti due strumenti che nel seguito saranno esaminati:

• la definizione di energia elettrica “qualificabile come cogenerativa” (la cosiddetta

elettricità da cogenerazione introdotta dalla direttiva), a partire dalla domanda di

calore utile;

• la definizione di Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR).

149

A decorrere dal 1° gennaio 2011, la Cogenerazione ad Alto Rendimento è invece la

cogenerazione che rispetta i requisiti previsti dalla direttiva 2004/8/CE. Tale direttiva

parte dalla volontà di promuovere lo sviluppo della cogenerazione basata sulla domanda

di calore utile, riconoscendo pertanto che la finalità della cogenerazione è quella di

utilizzare l’energia primaria del combustibile in modo ottimale producendo

congiuntamente energia elettrica, ed energia termica, sfruttando il calore residuo anche

a più bassa temperatura.

Il DM 4 agosto 2011 recepisce tutte le precisazioni della direttiva 2004/8/CE così come di

seguito riportato:

• la produzione di energia elettrica da unità di produzione combinata di energia

elettrica e calore con turbina a vapore a contropressione, turbina a gas con

recupero termico, motore a combustione interna, microturbine, motori Stirling e

celle a combustibile è da ritenere interamente energia elettrica qualificabile

come cogenerativa se dette unità presentano un rendimento di primo principio

annuo almeno pari al 75%;

• la produzione di energia elettrica da unità di produzione combinata di energia

elettrica e calore a ciclo combinato con recupero di calore e con turbina a

condensazione con estrazione di vapore è da ritenere interamente energia

elettrica qualificabile come cogenerativa se dette unità presentano un

rendimento di primo principio annuo almeno pari all’80%.

Nell’impianto in esame, il rendimento di primo principio minimo è pari al 75% essendo

l’alternatore accoppiato ad un motore a combustione interna alimentato dal syngas.

Se tali unità di produzione combinata di energia elettrica e calore presentano rendimenti

di primo principio inferiori alle soglie rispettivamente del 75% e dell’80%, l’energia

elettrica prodotta è divisa in due frazioni: una qualificabile come cogenerativa, l’altra

qualificabile come non cogenerativa. La prima frazione si ottiene moltiplicando il calore

utile prodotto dall’unità di cogenerazione per il rapporto C definito dal decreto

legislativo 8 febbraio 2007, n. 20; cioè la quantità di energia elettrica qualificabile come

cogenerativa è la quota parte di energia elettrica che sarebbe prodotta se, a parità di

calore utile, l’unità funzionasse con un rendimento di primo principio pari al valore di

soglia caratteristico per ciascuna tecnologia.

150

Discorso analogo è da riproporre anche per quanto concerne l’energia associata al

combustibile in ingresso all’unità. Infatti, anche tale energia deve essere suddivisa in due

quote qualora il rendimento globale dell’impianto non raggiunga le soglie stabilite e

sopra riportate.

Il D.Lgs. 20/07, per definire la CAR, utilizza un criterio basato sull’indice PES (Primary

Energy Saving) che rappresenta il risparmio di energia primaria che la cogenerazione

permette di ottenere rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia

elettrica ed energia termica[21, 24].

In particolare, la CAR è:

• la produzione combinata di energia elettrica e calore che fornisce un risparmio di

energia primaria, pari almeno al 10%, rispetto ai valori di riferimento per la

produzione separata di elettricità e di calore;

• la produzione combinata di energia elettrica e calore mediante unità di piccola

cogenerazione e di micro-cogenerazione (cioè di potenza rispettivamente

inferiore a 1 MW e inferiore a 50 kW) che forniscono un risparmio di energia

primaria.

Il risparmio di energia primaria che la cogenerazione permette di ottenere rispetto alla

produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e termica deve essere

calcolato con riferimento all’intera produzione di energia elettrica ed energia associata

al combustibile consumato durante l’intero anno di rendicontazione o con riferimento

alle sole quantità di energia elettrica ed energia associata al combustibile consumato

qualificabili come cogenerative, come sopra definite.

Procedura di calcolo del PES si compie nelle seguenti quattro fasi:

1. definizione dei confini dell’unità di cogenerazione: definizione dei limiti del

processo di cogenerazione, al fine di quantificare il valore delle grandezze utili al

calcolo del rendimento globale dell’unità di cogenerazione;

2. calcolo del rendimento globale dell’unità di cogenerazione: modalità di calcolo

del rendimento globale e il suo confronto diretto con i valori di soglia;

3. dimensionamento dell’unità virtuale: analizzo dei parametri chiave per il calcolo

delle grandezze funzionali alla quantificazione dell’energia elettrica da

151

cogenerazione (ECHP), nonché dell’energia di alimentazione da cogenerazione

(FCHP), qualora il rendimento globale dell’unità di cogenerazione sia inferiore ai

valori di soglia;

4. calcolo del risparmio di energia primaria (PES): approfondimento dei criteri di

determinazione di alcuni dei parametri utili al calcolo del PES.

Altre procedure sono relative al calcolo del numero dei Certificati Bianchi eventualmente

spettanti all’unità di cogenerazione.

La figura 6.6 rappresenta un diagramma che sintetizza la procedura di calcolo del PES

152

Figura 6.6 Riepilogo passaggi per il calcolo CAR

L’obiettivo principale di questa prima fase della procedura di calcolo del PES consiste nel

determinare i limiti del processo di cogenerazione, al fine di quantificare il valore dei

seguenti parametri, indispensabili per il calcolo del rendimento globale dell’unità di

cogenerazione:

• energia di alimentazione consumata dall’unità di cogenerazione durante il

periodo di rendicontazione (FUNITÀ);

153

• energia elettrica/meccanica prodotta dall’unità di cogenerazione durante il

medesimo periodo di rendicontazione (EUNITÀ);

• calore utile prodotto dall’unità di cogenerazione durante il medesimo periodo di

rendicontazione (HCHP).

I confini dell’impianto , in base alla specifica realtà impiantistica, potrebbero non essere

coincidenti con i confini dell’unità di cogenerazione e dunque le grandezze in ingresso e

in uscita dall’impianto potrebbero, non coincidere con le grandezze in ingresso e in

uscita dai confini dell’unità di cogenerazione.

Nella figura sono rappresentate le seguenti grandezze di riferimento, tutte relative al

medesimo periodo di rendicontazione (si assume, ai soli fini della presente analisi, che

all’interno dell’impianto di cogenerazione sia presente un’unica unità di

cogenerazione)(fig. 6.7):

• Energia di alimentazione consumata dall’impianto;

• FUNITA’: Energia di alimentazione consumata dall’unità di cogenerazione;

• Energia elettrica/meccanica prodotta dall’impianto;

• EUNITA’: Energia elettrica/meccanica prodotta dall’unità di cogenerazione;

• Energia termica prodotta dall’impianto;

• HCHP: Calore utile prodotto dall’unità di cogenerazione.

Figura 6.7 Definizione di unità di cogeneratore e flussi di energia di input e output

L’energia di alimentazione dell’unità di cogenerazione FUNITA’deve essere conforme al

quadro normativo vigente per essere considerata tale.

154

Nel caso in cui il valore noto sia la quantità di combustibile impiegato per

l’alimentazione dell’unità, per il calcolo della corrispondente energia è necessario

prendere a riferimento il potere calorifico inferiore (PCI) basato sulle condizioni ISO

standard.

Nel caso in esame, il cippato, che costituisce il combustibile dell’impianto è idoneo

rispetto alla normativa, e l’energia corrispondente può essere considerata nella totalità

come energia di alimentazione dell’unità.

La distinzione tra energia elettrica genericamente prodotta dall’impianto e energia

elettrica effettivamente prodotta dall’unità di cogenerazione si basa sul seguente

principio:

• per poter qualificare l’energia elettrica come effettivamente prodotta dall’unità

di cogenerazione, essa deve essere prodotta in combinazione con la produzione

di calore utile da parte dell’unità di cogenerazione nel periodo di

rendicontazione.

Inoltre si sottolinea come, ai sensi dell’Allegato II del DM 4 agosto 2011, la quantità di

energia elettrica prodotta in cogenerazione sia quella lorda misurata ai morsetti del

generatore. Di conseguenza l’energia elettrica utilizzata internamente dall’unità di

cogenerazione per la produzione combinata di energia elettrica /meccanica e calore

utile non deve essere sottratta.

Si sottolinea inoltre che ai fini del calcolo del PES la produzione di energia meccanica

debba essere equiparata a quella di energia elettrica lorda. Nel caso di un alternatore

trascinato da un motore a combustione interna, non vi è produzione di energia

meccanica, ma si fa riferimento alla produzione elettrica lorda misurata ai morsetti del

generatore.

La determinazione del calore utile prodotto in cogenerazione, risultata essere in

definitiva il fuoco di tutto il discorso per la qualificazione CAR. Tanto maggiore è la quota

parte di calore definibile come utile, tanto più facilmente l’unità di cogenerazione

rispetterà i requisiti per essere CAR.

Per ciascuna modalità di utilizzo dell’energia termica viene chiarito se possa essere, in

conformità al quadro normativo vigente, considerata “Calore utile prodotto dall’unità di

cogenerazione HCHP”.

155

La distinzione tra energia termica genericamente prodotta dall’impianto e calore utile

prodotto dall’unità di cogenerazione HCHP si basa su due principi fondamentali, che

devono essere contemporaneamente validi:

• per poter qualificare l’energia termica come calore utile HCHP, essa deve essere

prodotta da un’unità di cogenerazione (di conseguenza prodotta in combinazione

con la produzione di energia elettrica CHP) nel periodo di rendicontazione;

• per poter qualificare l’energia termica come calore utile HCHP, essa deve essere

effettivamente fornita a scopi utili a un’utenza o a un processo industriale nel

periodo di rendicontazione.

Sulla base di tali considerazioni, ai fini della qualificazione dell’energia termica come

calore utile HCHP, l’elenco (e la conseguente analisi) delle differenti casistiche di energia

termica prodotta dall’impianto è stato suddiviso, per maggiore chiarezza, nelle due

seguenti categorie:

• modalità di produzione dell’energia termica: l’analisi si focalizza sulla verifica

dell’effettiva produzione dell’energia termica da parte dell’unità di

cogenerazione.

• modalità di utilizzo dell’energia termica: l’analisi si focalizza in questa sezione

sull’utilizzo effettivo dell’energia termica per fini utili. In analogia al punto

precedente, dovendo essere entrambi validi i precedenti principi, si considera

quindi, ai soli fini della tabella 1, che l’energia termica in questi casi sia stata

effettivamente prodotta dall’unità di cogenerazione.

Nella sottostante tabella (tabella 6.6) troviamo una classificazione del calore impiegato

per diversi scopi e se esso può essere considerato o meno calore “utile”.

Modalità di utilizzo dell'energia

termica Hchp Note esplicative

Utilizzo del calore in processi

industriali SI

Calore utile poiché destinato all'area di

consumo per fini utili

156

Utilizzo del calore per il riscaldamento

o raffrescamento degli ambienti

(anche mediante rete di distribuzione

del calore)

SI Calore utile poiché destinato all'area di

consumo per fini utili

Utilizzo diretto di gas esausti,

provenienti da un motore primo

ppartenente all'unità di

cogenerazione, ai fini di un processo di

essiccazione ovvero ai fini di

riscaldamento diretto

SI Calore utile poiché destinato all'area di

consumo per fini utili.

Dispersione del calore nell'ambiente

senza alcun impiego NO

Non è considerato come calore utile (non

è destinato all'area di consumo per fini

utili) il calore disperso da camini e tubi di

scappamento, il calore dissipato in

condensatori o altri dispositivi di

smaltimento, anche se disposti presso

l'area di consumo

Calore utilizzato per consumi interni

dell'unità di cogenerazione NO

Calore non utile poiché non destinato

all'area di consumo per

fini utili.

Di seguito vengono riportati alcuni

esempi:

- energia termica utilizzata per la

preparazione della carica di combustibile;

- tutto il calore finalizzato alla produzione

di energia

dell'impianto di cogenerazione.

Energia termica utilizzata da un

dispositivo posto a valle dell'unità di

cogenerazione, ai soli fini della

produzione di energia elettrica

NO

L'apporto di energia termica è da

considerare calore non utile

poiché non destinato all'area di consumo

per fini utili.

157

Utilizzo del calore prodotto dall'unità

di cogenerazione per la produzione

presso l'area di consumo di frigorie,

mediante macchina frigorifera ad

assorbimento, finalizzate al

raffreddamento dell'aria di ingresso di

una turbina a gas appartenente alla

medesima unità di cogenerazione

NO

Calore non utile poiché rientrante tra i

consumi funzionali

dell'unità di cogenerazione

Calore dell'acqua di ritorno verso

l'unità di cogenerazione con energia

termica precedentemente utilizzata

sotto forma di acqua calda

NO

Il calore dell'acqua di ritorno, in questo

caso, non può essere

considerato ai fini dell'effettiva

quantificazione di HCHP, poiché è

necessario misurare direttamente

l'energia termica ceduta

all'area di consumo .

Calore delle condense di ritorno verso

l'unità di cogenerazione, con energia

termica precedentemente utilizzata

sotto forma di vapore

SI

Ai fini dell'effettiva quantificazione di

HCHP, dal calore contenuto nella

condensa di ritorno, deve essere esclusa la

quantità di calore corrispondente ad una

portata massica di acqua che si trovi alla

temperatura di 15°C e alla pressione di

1,013 bar, e che sia pari alla portata

massica del vapore.

Vapore prodotto da una turbina

"principale" e inviato a una turbina

"secondaria" per la produzione

combinata di energia

elettrica/meccanica e calore utile

NO

L'apporto di energia termica di tale vapore

è da considerare calore non utile poiché

non destinato all'area di consumo per fini

utili.

Energia termica contenuta nell'acqua

prelevata dal generatore di vapore e

utilizzata in qualità di acqua di

SI

Il calore utile destinato all'area di

consumo è pari al contenuto entalpico

della corrente di estrazione risultante a

158

attemperamento valle dell'attemperamento.

Energia termica contenuta nell'acqua

prelevata dall'esterno (es. acqua di

pozzo) e utilizzata in qualità di acqua

di attemperamento

SI

Il calore utile destinato all'area di

consumo è pari al contenuto entalpico

della corrente di estrazione risultante a

valle dell'attemperamento .

Tabella 6.6 Definizioni di calore classificabile come “utile”

Calcolo del rendimento globale dell’unità di cogenerazione

Una volta quantificato il valore dei parametri di input e output energetici dell’unità di

cogenerazione (FUNITÀ, EUNITÀ, HCHP), è possibile calcolare il rendimento globale dell’unità

di cogenerazione, secondo la seguente formula :

Y_q�a,qZ,r�Hdà = 6stJuà�.OvwxstJuà

(6.0)

Si sottolinea come, ai sensi dell’Allegato II del medesimo decreto, il valore delle

grandezze funzionali al calcolo del rendimento globale dell’unità di cogenerazione debba

essere ricavato necessariamente mediante misurazioni condotte durante il periodo di

rendicontazione; come periodo di riferimento si intende tipicamente l’anno solare, dal 1

gennaio al 31 dicembre.

I valori certificati possono essere utilizzati esclusivamente nel caso di unità di micro-

cogenerazione (capacità di generazione inferiore a 50 kWe) e solo nel caso in cui esista

almeno una grandezza misurata tra energia termica, energia elettrica o energia immessa

con il combustibile. Nel caso in cui nell’unità di micro-cogenerazione siano presenti

dissipazioni termiche, variazioni del carico, regolazioni della potenza elettrica prodotta,

rampe di accensione e spegnimento di lunga durata e altre situazioni di funzionamento

modulabile, è necessario che siano misurate tutte le grandezze che concorrono al

calcolo dell’indice PES.

Il valore del rendimento globale ottenuto per la specifica unità di cogenerazione deve

essere confrontato con i valori del rendimento globale di soglia, differenziati in base alla

tecnologia dell’unità di cogenerazione, al fine di valutare se tutta l’energia elettrica

159

prodotta dall’unità di cogenerazione sia stata effettivamente prodotta in assetto

cogenerativo.

Nello specifico, il DM 4 agosto 2011 definisce come i valori misurati (ovvero certificati

nel caso di impianto di micro-cogenerazione e sotto le condizioni precedentemente

descritte) dell’energia elettrica e del calore utile prodotti dall’unità di cogenerazione,

possano essere utilizzati direttamente ai fini del calcolo del PES, qualora il rendimento

globale dell’unità di cogenerazione sia pari o superiore:

• all’80% per le sezioni con turbina a gas a ciclo combinato con recupero di calore e

per le sezioni con turbina a condensazione con estrazione di vapore;

• al 75% per tutti gli altri tipi di unità di cogenerazione.

Nel caso di motore a combustione interna il valore di riferimento è pari al 75%.

Il confronto tra il rendimento globale dell’unità di cogenerazione e il rendimento globale

di soglia può condurre a due risultati differenti, che condizionano le modalità di calcolo

delle grandezze fondamentali relative all’unità di cogenerazione da utilizzare ai fini del

calcolo del PES (FCHP, ECHP, HCHP):

1. qualora il rendimento globale dell’unità di cogenerazione sia superiore o al limite

uguale ai valori di soglia, l’intera unità di cogenerazione può essere considerata

come parte in cogenerazione (“parte CHP”). Di conseguenza saranno valide le

seguenti uguaglianze:

• ECHP = EUNITA’

• FCHP = FUNITA’

In altre parole, l’energia elettrica considerata come cogenerata in alto rendimento, è

pari all’intera produzione lorda misurata ai morsetti della macchina (fig. 6.8).

Figura 6.8 Confini dell’unità di cogenerazione

160

2. qualora il rendimento globale dell’unità di cogenerazione sia inferiore ai valori di

soglia, si assume che vi sia produzione di energia elettrica non in cogenerazione,

con la conseguente necessità di suddividere l’unità “virtuale” di cogenerazione

nelle due seguenti “parti virtuali”:

• parte in cogenerazione (“parte CHP”);

• parte non in cogenerazione (“parte NON CHP”).

La divisione virtuale dell’unità di cogenerazione in due parti (fig. 6.9) opportunamente

dimensionate,comporta il fatto che l’acquisizione delle specifiche CAR viene verificata

relativamente alla parte in questione, e se positiva, solo l’ energia elettrica di suddetta

parte può essere definita CAR.

Figura 6.9 Divisione dell’unità di cogenerazione in parte CHP e parte NON CHP

Come accennato, la parte virtuale dell’unità di cogenerazione deve essere

opportunamente dimensionata, nello specifico si intende, noto il valore di HCHP, il

processo di calcolo delle ulteriori grandezze fondamentali, relative all’unità di

cogenerazione, da utilizzare ai fini del calcolo del PES (FCHP, ECHP), che comporta la

corretta quantificazione dei loro flussi in ingresso e in uscita sia alla “parte CHP” sia alla

“parte non CHP” dell’unità di cogenerazione [30].

Nel caso in cui si verifichi che ηz{|}~{�,��à < ηz{|}~{�,�|z{�~ , bisogna procedere al

calcolo di ECHP, FCHP relativi all’unità virtuale. il processo di dimensionamento

dell’unità virtuale si basa sulla suddivisione dell’unità di cogenerazione in due parti

161

“virtuali”, in cui si assume in sostanza che “la parte in cogenerazione” sia quella parte

dell’unità di cogenerazione che, fissato il calore utile assorbito (HCHP), possieda una

potenza elettrica e quindi produca una quantità di energia utile (somma di ECHP e HCHP)

tale da soddisfare il rendimento globale di soglia (pari al 75%, per l’impianto di

cogenerazione in esame). Tale concetto è espresso dalla seguente relazione:

6Ovw�.Ovw

xOvw = Y_q�a,qZ,-�_qH, (6.1)

ma la determinazione di ECHP risulta di fatto non immediata, in quanto è incognito anche

il valore dell’energia di alimentazione relativo alla parte CHP rappresentato da FCHP.

Le modalità di calcolo dei parametri relativi alla parte virtuale di unità effettivamente in

cogenerazione vengono specificati nelle linee guida e sono così composti:

1. Determinazione del rendimento elettrico non cogenerativo.

Y�� 0./,6 = m� − �� 0./,.

Di fatto però, il rendimento elettrico in regime di non cogenerazione, risulta

essere pari al rendimento elettrico nominale dell’unità, in quanto tale valore non

viene influenzato dal recupero o meno del calore .

2. Determinazione del rapporto tra energia elettrica prodotta e calore utile Ceff :

questo coefficiente viene calcolato a seguito dei rilievi, per tutto il tempo di

riferimento, del diagramma di carico del calore (domanda di calore utile nel

tempo) ed individuazione dei periodi di funzionamento in cogenerazione

dell’unità. Per ciascuno di tali periodi è necessario misurare la produzione di

calore utile e di energia elettrica dell’unità di cogenerazione,e una volta sommati

tutti i contributi procedere al calcolo di Ceff.. La guida prevede anche una formula

per il calcolo del coefficiente : �Z?? = �t�t Ovw,�(�\��^��t�t Ovw,�).

3. Partendo dal valore del coefficiente calcolato e dal valore del calore utile HCHP si

determina l’ammontare dell’energia elettrica prodotta effettivamente in

cogenerazione dall’unità virtuale: mhcG = �Z?? ∙ �hcG.

4. Per determinare i rendimenti di produzione elettrica e termica dell’unità virtuale,

calcolati i valori degli output termico ed elettrico, bisogna calcolare l’energia

162

associata al flusso di combustibile. I calcoli per determinare tale valore sono i

seguenti :

m�� hcG = m − mhcG (6.2)

�� hcG = 6t�t noi�t�t Ovw,� (6.3)

E in fine il valore dell’energia di alimentazione dell’unità virtuale:

�hcG = � − �� hcG (6.4)

Alla fine del procedimento di calcolo troviamo che i parametri che contribuiscono al

calcolo del PES sono quelli dell’unità virtuale :

• ECHP = EUNITA’ VIRTUALE

• FCHP = FUNITA’ VIRTUALE

Calcolo del Risparmio di Energia Primaria (PES) e verifica del riconoscimento CAR

Il valore dell’indice PES, che attesta o meno il conseguimento della qualifica CAR, si

calcola attraverso la seguente formula :

$m' = (1 − 1/(��$�Y/��Y + ��$mY/��mY)) (6.5)

Dove:

��$�Y=.OvwxOvw (6.6)

��$mY=6OvwxOvw (6.7)

��Y= valore del rendimento di riferimento per la produzione separata di calore

(tabulato).

��mY= valore del rendimento di riferimento per la produzione separata di energia

elettrica (tabulato).

La presente formula permette quindi di quantificare, a parità di output (ECHP e HCHP), il

risparmio

ottenuto in termini di input (energia di alimentazione) dalla produzione combinata degli

output rispetto alla loro potenziale produzione separata, realizzata mediante impianti

operanti con rendimenti assunti pari a RefHƞ (produzione separata di calore) e RefEƞ

(produzione separata di energia elettrica).

163

Come già illustrato all’interno della presente trattazione, il confronto tra il valore del PES

attribuibile alla parte in cogenerazione dell’unità di cogenerazione (che nel caso in cui

ηglobale,unità ≥ ηglobale,soglia coincide con l’unità di cogenerazione stessa) e i valori

minimi fissati nell’Allegato III del DM 4 agosto 2011,può condurre a due risultati

differenti, che condizionano il riconoscimento di funzionamento in Cogenerazione ad

Alto Rendimento. Infatti:

1. qualora il valore del PES sia superiore o pari al 10% (ovvero maggiore di 0 per le

unità di piccola e micro-cogenerazione) si può ritenere che la parte in

cogenerazione dell’unità di cogenerazione funzioni effettivamente in regime di

CAR. Tutti i benefici acquisiti dall’unità di cogenerazione sono da corrispondere in

base al valore delle grandezze ECHP, HCHP, FCHP;

2. qualora il valore del PES sia inferiore al 10% (ovvero minore o uguale a 0 per le

unità di piccola e micro-cogenerazione) non si può ritenere che la parte in

cogenerazione dell’unità di cogenerazione funzioni effettivamente in regime di

CAR. L’unità di cogenerazione non avrà quindi diritto ai benefici previsti dalla

normativa vigente per la CAR [30].

6.6.4 Calcolo CAR cogeneratore 45 kWe

In seguito si riportano i calcoli relativi al gassificatore in esame. I risultati sono stati

ottenuti partendo dalle seguenti supposizioni iniziali:

• il cogeneratore funziona a regime costante, alla potenza di 45 kWe immessi

direttamente in rete.

• La produzione termica risulta anch’essa costante nel tempo e non modulabile

pari alla potenza di 105 kWt e di fatto sempre in regime cogenerativo.

• Il valore del “calore utile” sfruttato viene variato per analizzare le ripercussioni

sull’effettiva produzione elettrica “premiata”.

Vengono analizzati diversi scenari. In primo luogo, essendo l’ammontare del calore utile

l’elemento fondamentale che implica se la qualifica CAR viene attribuita su tutta la

produzione elettrica o solo una quota parte inferiore è stato calcolato il valore limite

inferiore di sfruttamento del calore, tale da permettere il conseguimento del premio su

164

tutta l’energia elettrica, quindi tale da realizzare un rendimento cogenerativo minimo

del 75%. In secondo luogo, diminuendo il calore sfruttato si trova l’energia elettrica

effettivamente premiata.

Da notare che in ogni caso la condizione fondamentale è che il valore dell’indiche PES

risulti positivo.

Caso 1:

rend.termico produzione CHP Hμ 0,488235

rend.elettrico produzione CHP Eμ 0,264706

rif. Produzione separata calore Ref Hμ 0,86

rif. Produzione separata elettrica Ref Eμ 0,33

ore annuali di funzionamento ore 7500

energia input kWh Fu 1275000

energia elettrica output kWh Eu 337500

energia termica output kWh H 787500

energia termica utile output kWh Hchp 622500

% calore sfruttato UTILE % 79,0

rendimento globale soglia 0,75

rendimento globale unità 0,752941

Energia primaria risparmiata PES % 26,99955

Tabella 6.7 Calcolo del PES, caso con rendimento globale >75%

Dai calcoli risulta che, per il gassificatore in esame, con un ammontare annuo di ore di

funzionamento pari a 7500 risulta necessario impiegare in modo utile almeno il 79% del

calore prodotto per un ammontare di oltre 622 MWh per ottenere un rendimento di

cogenerazione superiore al 75%. Il valore del PES risulta positivo e pari a circa il 27% e

quindi il premio è attribuito a tutti i 337 MWh elettrici prodotti.

Caso 2 :

165

rend.termico produzione CHP Hμ 0,504488 Ceff μe/(μsoglia-μe) 0,530612

rend.elettrico produzione CHP Eμ 0,267687 E CHP H CHP*Ceff 208928,6

rif. Produzione separata calore Ref Hμ 0,86 E non CHP E-E CHP 128571,4


F non CHP

E non CHP / μe 494505,5

ore annuali di funzionamento ore 7500 F CHP F-F non CHP 780494,5




energia termica utile output kWh Hchp 393750 % energia elettrica CAR 61,9


rendimento elettrico nominale CHP Eμ 0,26



Energia primaria risparmiata PES % 28,46 Tabella 6.8 Calcolo di ECHP e PES, caso con rendimento globale <75%

In questo secondo caso si suppone un calore utile sfruttato utilmente per un ammontare

pari a circa il 50% del totale messo a disposizione dal cogeneratore. Ne consegue che il

rendimento di cogenerazione diventa inferiore al valore soglia del 75% e quindi sono

necessari tutti i calcoli illustrati in precedenza. Si conclude che la qualifica CAR e

conseguente premio viene attribuito, essendo il requisito del PES è soddisfatto, ad una

parte della produzione elettrica pari a circa il 61% della totale

Caso 3 :

rend.termico produzione CHP Hμ 0,519798 Ceff μe/(μsoglia-μe) 0,530612

rend.elettrico produzione CHP Eμ 0,275811 E CHP H CHP*Ceff 104663,3

rif. Produzione separata calore Ref Hμ 0,86 E non CHP E-E CHP 232836,7


F non CHP

E non CHP / μe 895525,9

ore annuali di funzionamento ore 7500 F CHP F-F non CHP 379474,1




energia termica utile output kWh Hchp 197250 % energia elettrica CAR 31,0

166


rendimento elettrico nominale CHP Eμ 0,26



Energia primaria risparmiata PES % 30,57 Tabella 6.9 Calcolo di ECHP e PES, caso con rendimento globale <75%

In quest’ultimo caso il 25% del calore viene impiegato per processi definiti utili dal

decreto, il rendimento di cogenerazione è chiaramente molto inferiore al 75%. Risulta

che, a fronte di un valore di PES positivo, l’energia elettrica “premiata” è pari a circa il

31% della generata.

Esaminando i vari casi possiamo concludere che : per usufruire del vantaggio economico

rappresentato dal premio è indispensabile sfruttare la maggior parte del calore prodotto

dall’impianto; in caso contrario tale premio viene proporzionalmente decurtato in

accordo con gli obbiettivi teorici prefissati dall’attestazione CAR.

6.7 Calcolo economico cogeneratore

Come ogni investimento l’analisi economica risulta il parametro di decisione

fondamentale, specialmente nel settore di produzione e vendita dell’energia, per

stimare e procedere con le fasi realizzative. L’accesso al credito, di norma utilizzato,

richiede comunque che l’investimento progettato sia sostenuto da un’esaustiva analisi

tecnica che ne provi l’affidabilità e ne garantisca il ritorno economico.

Nella stesura del bilancio economico per questo impianto le voci principali risultano

essere, oltre ai costi fissi di investimento: la remunerazione dell’energia ceduta e il costo

della biomassa che devono essere proiettati su tutta la durata di vita dell’impianto che

convenzionalmente si ipotizza pari alla durata dell’incentivo, cioè vent’anni. Il calore,

utilizzato per scopi di processo o per riscaldamento ambientale deve essere valorizzato

con un valore economico idoneo a caso in esame e alle garanzie che riusciamo a fornire

agli eventuali acquirenti. Ipotizzando l’impiego di una parte del calore per essiccare la

portata di cippato di alimentazione si può considerare un prezzo della materia prima più

167

vantaggioso rispetto all’acquisto di cippato secco perché relativo ad un contenuto alto di

umidità della stessa.

Nel calcolo economico troviamo voci di ricavo e di costo dipendenti dal tipo di

combustibile usato per l’alimentazione e dal tipo di configurazione di funzionamento

dell’impianto, mentre altri flussi economici sono indipendenti da queste variabili.

La nuova normativa classifica il cippato in base alla materia prima di provenienza e

determina il valore della tariffa omnicomprensiva associata in base all’alimentazione e il

valore degli eventuali premi cumulabili come dimostrato. Inoltre anche il valore del

cippato stesso dipende dal tipo do materia prima di provenienza, se costituita da

sottoprodotti o meno e di fatto costituisce la principale spesa di funzionamento.

Altri premi vengono conseguiti solo se si rispettano alcune specifiche di impianto, come

impiegare calore attraverso una rete di teleriscaldamento oppure dotare il cogeneratore

di catalizzatori particolarmente efficienti in modo da rientrare entro il vincolo delle

emissioni. L’attuazione di queste soluzioni tecniche, che hanno un loro costo, e il

conseguimento del premio sono giustificate solo alla luce di un riscontro positivo nel

bilancio economico, in poche parole quando i ricavi costituiti dai premi ripagano i costi di

investimento.

I dati di output inseriti sono quelli nominali dell’impianto: per la produzione elettrica si

parte dalla potenza nominale, che come da decreto deve essere decurtata di un 17%

fisso attribuito agli autoconsumi. Autoconsumi che nella realtà si attestano sull’ 8% circa.

La differenza tra questi due valori, che viene comunque immessa in rete, viene retribuita

a prezzo di mercato e non con la tariffa incentivante onnicomprensiva, come precisato

dal regolamento Gse.

Per quanto riguarda la frazione di energia termica generata è opportuno che non venga

dissipata ma essere impiegata utilmente per ottenere i benefici economici previsti. Oltre

alla possibile vendita o impiego per scopi propri del calore e quindi partecipazione attiva

di tale cessione nel conto economico, lo sfruttamento di almeno una quota limite della

produzione termica porta al conseguimento dell’attestazione di cogenerazione alto

rendimento (CAR) e l’applicazione dell’ulteriore premio economico su almeno una parte

dell’energia elettrica ceduta. In questo caso è stata valorizzata una quota pari all’80% del

totale, con un valore cautelativo di 0,03 €/kWh. L’impiego tipico può essere per

essiccare il cippato o per il condizionamento ambientale , magari attraverso una rete di

168

teleriscaldamento; in quest’ultimo caso, stipulando contratti di vendita con della utenze

termiche, il valore dell’unità di energia termica ceduta è molto superiore, fino ad un

valore triplo del considerato. Naturalmente a fronte di una maggiore retribuzione vi

sono anche maggiori responsabilità sulla garanzia e continuità del servizio, il che

comporta ulteriori costi di investimento.

Per quanto riguarda i premi tariffari elencati, è stato proposto il caso in cui vengano

acquisiti tutti per ogni configurazione e tipologia di combustibile, dunque gli introiti

economici derivanti dalla cessione dell’energia elettrica risultano essere i massimi

ricavabili in ogni caso.

Per quanto riguarda i costi di funzionamento, la voce principale è costituita dal valore

della biomassa consumata per alimentare il gassificatore; il prezzo di acquisto ha

un’importante incidenza sul bilancio finale. I valori utilizzati sono valori medi di mercato

per cippato con grado di umidità elevato comprensivi di trasporto entro limitate

distanze. Eventuali differenze di prezzo possono dipendere dalla localizzazione

dell’impianto, dalla presenza prevalente di essenze legnose più pregiate, o comunque da

un andamento del mercato che mantiene prezzi maggiori.

Le voci di costo hanno valori molto soggettivi a seconda dell’impianto, come le spese per

la biomassa appunto, la manodopera, la manutenzione e l’eventuale proprietà o meno

del sito di installazione; si è voluto generalizzare assegnando ad ogni attività l’attuale

prezzo di mercato.

Nel seguito è proposto il calcolo economico relativo ad un anno di esercizio del

cogeneratore con il relativo EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and

Amortization) :

169

Tipo a Tipo b Tipo b + tele.

Unità

Potenza oraria nominale kWe/h 45

Potenza oraria netta kWe/h 41,5

Potenza netta decreto (-17% autoconsumi) kWe/h 37,35

Disponibilità calore dal gassificatore kWt 20

Disponibilità calore dal motore kWt 80

Produzione corrente elettrica totale annua kWhe/a 337.500

Vendita energia elettrica totale annua kWhe/a 280.125

Produzione di calore totale annua kWhe/a 750.000

Consumo di calore % kWht/a 80%

Ore produzione anno h/a 7.500

Quantità materiale input ( cippato al 10% ur) kg/h 45

Tariffa vendita corrente elettrica €/kWh 0,229 0,257 0,257

Premio emissioni €/kWh 0,030

Premio CAR (su tutta produzione elettrica) €/kWh 0,04 0,01 0,04Totale vendita corrente elettrica €/a 64.148,6 71.992,1 71.992,1

Totale premi sulla produzione €/a 19.608,8 11.205,0 19.608,8

Prezzo mercato energia elettrica €/kWh 0,16

Totale vendita energia (17% - autoc. reali) €/a 4980

Totale vendita corrente elettrica + premi €/a 88.737,4 88.177,1 96.580,9

Prezzo di mercato del calore €/kWh 0,03

Totale consumo/assorbimento del calore €/a 18.000

Entrate totali = corrente elettrica + calore €/a 106.737,4 106.177,1 114.580,9

Unità

Costi cippato input

Quantità annuale (40-50% ur) t/a 600

Costo cippato €/t 50 40 40

Costo totale annuo materiale input €/a 30.000,00 24.000,00 24.000,00

Costi propri/costi aggiuntivi

Consumo corrente elettrica kW 4

Quantità consumo totale annuo kWh/a 30.000

Prezzo corrente elettrica €/kWh 0,16

Costi totale corrente elettrica €/a 4.800,00

Smaltimento ceneri

Quantità prodotta t/a 6,75

Prezzo €/t 250,00

Costo smaltimento ceneri €/a 1.687,50

Consumo acqua

Consumo acqua m3/a 37,50

Prezzo €/m3 2,00

Costi acqua €/a 75,00

Manutenzione (full service) OPZIONALE

Costo manutenzione impianto €/kWh prod. 0,02

Importo annuo manutenzione impianto €/a 5.062,50

Manutenzione motore €/kWh prod. 0,02

Importo annuo manutenzione motori €/a 5.062,50

Personale

Manodopera h/a 250,00

Prezzo manodopera €/h 23,00

Costi personale €/a 5.750,00

Affitto capannone

Affitto €/a 0

Costo variabili €/a 52.437,50 46.437,50 46.437,50

Totale ricavi €/a 106.737,4 106.177,1 114.580,9

Costo variabili €/a 52.437,50 46.437,50 46.437,50

(=)EBITDA €/a 54.299,9 59.739,6 68.143,4

ValoreCosti

Opzioni alimentazione e funzionamento

Valore

CALCOLO ECONOMICO COGENERATORE 45 KW

Ricavi

170

Il margine operativo lordo calcolato, per quanto variabile caso per caso, ha un valore

interessante se rapportato al costo totale di investimento dell’impianto in esame che,

chiavi in mano, si attesta intorno ai 250.000 - 280.000€. Il costo totale di investimento,

oltre al costo della macchina, è comprensivo delle pratiche autorizzative, ed è variabile

in funzione delle specifiche di ogni installazione, come necessità o meno di opere edili,

dimensioni dell’impianto elettrico e termico ausiliario ecc.. Approfondendo l’analisi,

quindi considerando i canoni di ammortamento o di un eventuale finanziamento è

possibile determinare con precisione il risultato dell’investimento; ma anche senza

rappresentare un cash flow annuale, che sarebbe peraltro molto soggettivo, si ricava

immediatamente che il tempo di ritorno dell’investimento, varia in relazione a 3 valori: il

costo di approvvigionamento del combustibile, la valorizzazione del calore e l’eventuale

ricorso a capitale di finanziamento. Nel migliore, dei casi si ricava un tempo di pareggio

di poco superiore ai tre anni, che può anche triplicare nel caso che gli aspetti elencati i

precedenza rientrino negativamente nel calcolo economico. Per quanto riguarda gli

introiti dalla cessione dell’energia elettrica, possono essere considerati costanti per tutto

il periodo di incentivazione, fatto salvo l’ammontare totale dei premi che viene calcolato

alla fine dei vari periodi di rendicontazione, di solito pari ad 1 anno, sulla base dei valori

misurati, nella fattispecie emissioni e calore utile.

I costi per il combustibile invece possono subire l’influenza del mercato, con variazioni di

prezzo legate all’equilibrio tra domanda e offerta, in particolare nelle zone geografiche

dove è l’offerta a scarseggiare. Se le variazioni sono importanti, il risultato del conto

economico subisce un cambiamento non meno importante. Per questo, nell’analisi di un

investimento è opportuno avere in partenza delle certezze economiche e quantitative

riguardo la fornitura del combustibile per un periodo futuro sufficientemente lungo.

La manutenzione dell’impianto è stata inserita con il valore tipico di un full-service da

parte dell’azienda costruttrice o che commercializza l’impianto. Il servizio comprende

tutti gli oneri legati alla sostituzione delle parti consumabili dell’impianto, come filtri e

lubrificanti, la regolazione periodica dei parametri di funzionamento e la revisione o

sostituzione della componentistica negli intervalli previsti o in caso di rottura.

Se non si riescono ad ottimizzare i vari parametri che rientrano nel conto economico, il

tempo di pareggio si allunga inevitabilmente. Un tempo di ritorno dell’investimento

superiore ai 10 anni, normalmente compromette l’investimento stesso, sia dal punto di

171

vista della agenzie di credito, che non lo ritengono affidabile, sia dal punto di vista

tecnico dove altre tecnologie possono risultare più competitive quantomeno dal punto

di vista economico.

173

Capitolo 7 – Conclusioni

Il lavoro di studio svolto e l’analisi pratica condotta ha messo alla luce che la

gassificazione della biomassa è una tecnologia consolidata e funzionante; tale

affermazione è garantita dai risultati emersi nei vari capitoli trattati.

I vantaggi ambientali derivanti dall’utilizzo della biomassa sono noti, mentre sono stati

esposti quelli introdotti dalla gassificazione rispetto ad altre tecnologie di conversione.

Tuttavia è innegabile che l’implementazione della gassificazione verso impianti di grande

potenza incontra tutt’oggi notevoli difficoltà sia dal punto di vista tecnico sia della

gestione. Vengono a meno infatti i pregi della filiera corta del combustibile ed emergono

notevoli problematiche sull’affidabilità e continuità di funzionamento.

Il combustibile è risultato essere un fattore di fondamentale importanza per garantire il

corretto funzionamento del gassificatore. Le biomasse ligno-cellulosiche di provenienza

forestale o come sottoprodotto, ridotto tramite cippatura, sono il combustibile idoneo,

purché provenienti da legno vergine e adeguatamente selezionate. Il loro sfruttamento

permette lo sviluppo di piccole economia su scala locale e contribuisce alla

valorizzazione e mantenimento di aree boschive attualmente abbandonate. I parametri

principali da controllare del cippato da impiegare sono le dimensioni, che devono

rientrare in un apposito range, e il grado di umidità; in questo caso minore sarà il

contenuto di acqua nel cippato, minore saranno le problematiche legate alla produzione

di contaminanti, quale il tar, e maggiore sarà il rendimento elettrico di produzione.

Infatti al maggior potere calorifico della biomassa secca corrisponde un maggior potere

calorifico dal syngas.

Dalla parte di studio relativa all’analisi teorica della gassificazione e delle varie tipologie

di gassificatori possiamo concludere che i gassificatori che risultano più promettenti dal

punto di vista tecnico sono i downdraft per gli impianti di piccola taglia e quelli a letto

fluido circolante per gli impianti di taglia superiore.

Per il gassificatore di tipo downdraft questo concetto è motivato sia dalle basi teoriche,

sia da quelle pratiche rilevate presso l’installazione esaminata. La conformazione del

reattore in questione, unita alla piccola taglia di potenza, consente di ottenere un syngas

con una ridotta frazione di catrami (tar), evitando così l’utilizzo di complessi elementi

174

filtranti e problematiche legate allo sporcamento e incrostazione della superfici a

contatto col syngas. Il reattore è caratterizzato inoltre da un buon rendimento di

conversione.

L’elevata pulizia del syngas è il fattore discriminante che ne permette l’impiego in motori

a combustione interna opportunamente modificati per funzionare a gas, in caso

contrario il rischio di incrostazione della testata e delle valvole ne precluderebbe

l’utilizzo. Utilizzando un motore a combustione interna, ovviamente connesso ad un

alternatore, risulta facile e immediato sfruttare anche il calore generato dal motore;

attraverso l’installazione a bordo macchina di scambiatori e recuperatori, realizzando

così un sistema cogenerativo.

La cogenerazione, specialmente nel caso di impiego di biomasse come combustibile, è

un aspetto fondamentale nell’ottica del risparmio energetico, per valorizzare al massimo

l’energia della materia prima impiegata e nel contempo ridurre le emissioni di gas

effetto serra e migliorare la qualità dell’aria ambiente.

L’uso di un gassificatore applicato ad un motore cogenerativo permette di ottenere

contemporaneamente, e con un rendimento globale elevato, energia elettrica e termica

da destinare alle utenze. Attualmente le problematiche maggiori riguardano l’impiego

costante dell’energia termica in tutto il periodo di generazione, al contrario dell’energia

elettrica che sfrutta l’effetto polmone della rete elettrica. Le utenze predilette dunque

per l’installazione di un sistema cogenerativo risultano essere quelle caratterizzate da

una curva di richiesta termica costante, tipicamente attività industriali o di

condizionamento degli ambienti anche civili, dove con l’installazione di un sistema di

raffrescamento ad assorbimento è garantita la richiesta di energia termica anche nel

periodo estivo.

A queste considerazione si è giunti anche dall’analisi pratica dell’impianto cogenerativo

installato, dove di primo impatto risulta molto interessante l’idea di sfruttare una quota

del calore generato per essiccare il cippato di alimentazione. I vantaggi sono sia dal

punto di vista funzionale dove si soddisfa l’esigenza di disporre di biomassa con ridotto

contenuto di umidità e dal punto di vista economico: non viene dissipato calore ma

valorizzato in un processo produttivo che, riconosciuto come utile, permette l’accesso al

relativo premio economico per la cogenerazione alto rendimento, almeno per una parte

dell’intero ammontare possibile, oltre che il risparmio all’atto dell’acquisto del

175

combustibile, non essendo più vincolati dal grado di umidità massimo.

Spuntare un prezzo vantaggioso sulla biomassa acquistata, assieme alla valorizzazione

del calore prodotto per una quota maggiore possibile, come peraltro auspicato dal

legislatore, sono i due aspetti fondamentali che permettono all’investimento di essere

economicamente competitivo. Se vengono meno questi aspetti diventa difficile

remunerare il capitale investito in tempi soddisfacenti.

Per quanto riguarda il gassificatore esaminato, oggettivamente possiamo affermare che

l’installazione del recuperatore da post-combustione della ceneri non sia in ogni caso

una scelta condivisibile. A fronte del costo aggiuntivo del componete si ottengono dei

limitati miglioramenti, quali temperature di lavoro più uniformi nel reattore; per contro

si ha un’ ulteriore quota di calore recuperato oltre che la completa combustione delle

ceneri. Le ceneri incombuste (carbone) infatti possono essere impiegate per scopi

secondari con il relativo ritorno economico legato all’impiego o alla vendita

(fertilizzante, combustibile, filtri ecc.). L’installazione risulta motivata solo in presenza di

utenze che assorbono anche l’ulteriore calore recuperato in modo continuativo.

Discorso analogo per l’installazione di sistemi di abbattimento degli inquinanti nei fumi

di scarico per conseguire il premio tariffario dedicato: in questo caso sarà la mera analisi

economica, dove i costi di installazione e manutenzione del catalizzatore sono

confrontati con i ricavi derivanti dal premio tariffario, a stabilire se il componente sia

appropriato o meno a prescindere da considerazioni di tipo ambientale.

Dalle conclusioni appena tratte si può ricavare che, investire in un impianto di

cogenerazione a gassificazione di biomassa richiede di rispettare alcuni vincoli, vincoli

non gravosi se l’installazione avviene presso determinate utenze che hanno un elevato

fabbisogno di calore e/o dispongono di biomassa a costi ragionevoli. Viceversa se il fine

ultimo è quello di fare business attraverso la sola remunerazione data dalla cessione

dell’energia elettrica senza sfruttare le potenzialità della cogenerazione, in analogia ad

altre fonti energetiche rinnovabili, la buona riuscita e la vantaggiosità dell’investimento

non sono più garantite né certe.

Si può quindi affermare che la gassificazione della biomassa abbinata alla cogenerazione

risulta essere una tecnologia affidabile e molto vantaggiosa se applicata con determinati

criteri che nel contempo la rendono non estendibile a tutte le utenze in modo

generalizzato.

176

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Ringraziamenti

Giunto alla fine di questo percorso universitario desidero ringraziare chi, in questi cinque

anni, ha contribuito in diverso modo al raggiungimento di questo obbiettivo.

Il mio primo pensiero, ovviamente, va ai miei genitori, senza i quali non sarei mai potuto

arrivare a questo punto; non parlo solo del sostegno economico, che sicuramente è

stato indispensabile, ma di quell'aiuto tacito o esplicito che tante volte è venuto dal loro

cuore. Un grazie a mia sorella, ai nonni, ai parenti tutti che, quotidianamente con tanta

pazienza, hanno contribuito a farmi diventare quello che sono oggi.

Ringrazio i compagni di università nonché grandi amici, grazie a loro questi anni di studio

son stati di certo non più facili, ma sicuramente meno pesanti e difficili.

Un grazie a tutti gli amici, per i momenti di festa, avventure, svaghi, qualche litigata,

momenti tristi, ma in ogni caso la crescita che assieme a loro ho affrontato e

sicuramente continuerò a fare. Non sto qui ad elencare i nomi, perché sicuramente

rischierei di dimenticare qualcuno di non meno importate, dico solamente un caloroso :

“ve vojo ben”.

Un sentito ringraziamento per la cortese disponibilità e continuo interessamento alla

prof.ssa Anna Stoppato che ha pazientemente seguito lo svolgimento di questo lavoro.

Ringrazio inoltre l’Ing. Simone Micheletto e il sig. Luciano Panozzo per la costante

disponibilità dimostrata durante la redazione di questa tesi.

Sicuramente l’obbiettivo raggiunto, molto importante, non sarà motivo di cambiamento

riguardo l’umiltà e lo spirito di confronto verso tutti, che considero valori fondamentali.

Davide

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