Recupero energetico del biogas
da discarica
Fonti rinnovabili di energia
Prof. Andrea Corti
ing. Isabella Pecorini
Dipartimento di Energetica "Sergio Stecco"
Università degli Studi di Firenze
via di S. Marta 3 - 50139 Firenze (Italy)
Tel +39 055 4796473, Fax +39 055 4796342
E-Mail: [email protected]
Web: http://vega.de.unifi.it/staff.htm
1
Sommario
• Cos’è il BIOGAS
- LA METANOGENESI
- LA CURVA PRODUTTIVA – modello teorico
• Criteri costruttivi e gestionali del sistema di
captazione del BIOGAS da discarica
- I CRITERI PROGETTUALI E COSTRUTTIVI
- I CRITERI GESTIONALI
• Il recupero energetico
• Incentivi per fonti rinnovabili
• Caso di studio
2
Cosa è il BIOGAS
• Prodotto dei processi di degrazione della
materia organica.
• La sostanza organica è biodegradata sia in
modo aerobico che anaerobico
(prevalentemente
• Il processo aerobico genera CO2 e H2O e
libera calore, non recuperabile
• L’anaerobico ha come cataboliti CH4 e CO2
che generano criticità gestionali.
• In entrambe i processi si generano dei gas in
minore quantità anche nocivi…e
maleodoranti.
3
Cosa è il BIOGAS
• Il biogas è prodotto dalla degradazione della
sostanza organica (intesa come substarato, es:
fanghi da depurazione, reflui animali, rifiuti
organici) in ambiente anaerobico.
• Le condizioni anerobiche sono ricreate in
reattori o digestori anerobici oltre che nelle
discariche (quest’ultima non consente un
controllo dei parametri forzanti il processo, es:
pH, umidità, temperatura …)
4
Effetti del BIOGAS
Effetti delle emissioni di biogas sull’ambiente
• CH4 e CO2 sono gas serra
• I composti contenenti zolfo se emessi in atmosfera si ossidano e
contribuiscono al fenomeno delle piogge acide, come pure gli
idrocarburi che portano alla formazione di acidi organici.
• Gli idrocarburi alogenati sono i composti maggiormente impattanti
sull’ambiente in quanto contribuiscono sia all’effetto serra che al
buco dell’ozono.
Effetti delle emissioni di biogas sull’uomo
•
Odori: Studio del TLV (valori limite di esposizione) delle sostanze osmogene.
Analizziamo nello specifico il biogas da discarica….
5
Le discariche moderne (D.Lgs 36/03)
6
Processi di degradazione in Discarica
I rifiuti depositati in discarica vengono decomposti da una combinazione di processi chimici,
fisici e biologici. La decomposizione produce residui solidi, liquidi e gassosi.
SOLIDI
RIFIUTI
DISCARICA
Processi:
Chimici
Fisici
Biologici
LIQUIDI
GASSOSI
Il principale meccanismo di degradazione è quello biologico che ha inizio quando i rifiuti
vengono depositati in discarica agendo sulla parte organica. Tale meccanismo, comunque, è
strettamente legato sia ai processi fisici che a quelli chimici che evolvono di pari passo. Ad
esempio i processi chimico-fisici influenzano la disponibilità di nutrienti necessari per i
processi biologici.
7
Processi di degradazione in Discarica
I processi fisici che avvengono in discarica consistono nella rottura e nella movimentazione
dei rifiuti, nella variazione dell’umidità dei rifiuti, nel trasporto di particelle con l’acqua e
nella diffusione di sostanze a causa di gradienti di concentrazione.
I processi chimici che concorrono alla degradazione del rifiuto includono l’idrolisi, la
dissoluzione/precipitazione, assorbimento/desorbimento, scambio ionico. La degradazione
chimica produce un’alterazione delle caratteristiche del rifiuto ed una maggiore mobilità dei
componenti dei rifiuti, tendendo ad una maggiore uniformità delle caratteristiche chimiche
della discarica.
I processi biologici hanno luogo in discarica grazie alla presenza naturale di alcune tipologie
di batteri. Il processo è molto complesso dal momento che segue diverse fasi in sequenza
e/o parallelo portando alla produzione di diversi prodotti.
LA DISCARICA SI COMPORTA COME UN REATTORE
BIOCHIMICO
(pb. di umidità, composizione, età, etc. non uniformi)
8
Processi di degradazione Corg
La degradazione biologica in discarica avviene secondo DUE/TRE fasi:
Materiale organico + O2  CO2 + H2O + biomassa +
+ materiali parzialmente degradati + energia termica
DECOMPOSIZIONE AEROBICA
FASE ACIDA
FASE METANIGENA
DECOMPOSIZIONE ANAEROBICA
9
Processi di degradazione Corg
• Si divide in tre fasi: aerobica transitoria, acida e metanigena
• Da cosa dipende: n° microrganismi e ambiente chimico fisico adatto
Fase transitoria
Durata: da alcuni minuti a qualche giorno;
Processo: Consumo di ossigeno presente nella massa dei rifiuti.
Termina quando le pressioni dei gas prodotti all’interno del cumulo
non permettono all’ossigeno esterno di penetrare nei pori degli
strati superficiali. (la presenza dell’O2 è funzione della porosità del
rifiuto e dalla tipologia).
I CATABOLITI:
Le proteine si degradano dapprima in amminoacidi, quindi CO2, H2O,
nitrati e solfati;
I carboidrati si convertono ad anidride carbonica e H2O;
I grassi si idrolizzano ad acidi grassi e glicerolo successivamente
degradati in cataboliti semplici attraverso la formazione di prodotti
intermedi quali acidi volatili e alcali.
La cellulosa che costituisce la parte preponderante della frazione
organica, è degradata per mezzo di organismi extracellulari a
glucosio che viene usato dai batteri e convertito in anidride
carbonica e acqua.
10
Processi di degradazione Corg
DECOMPOSIZIONE ANAEROBICA - Fase acida
• Il processo:
– In questa fase si riscontra una iniziale produzione di idrogeno ad opera dei
batteri facoltativi aerobi, che trasformano l’acido formico. Per questo si
raggiungo delle % di H anche del 25%.
– In questa fase, di breve durata, la discarica da origine agli odori più
molesti, dovuti anche a variazioni di pressioni interne al cumulo dovute
alla produzione di gas, come H, che veicolano sostanze odorigine. Il
fenomeno è accentuato con le basse pressioni atmosferiche.
– Questa fase si chiama acida instabile e si contrappone alla stabile in cui
praticamente non si ha produzione di gas. La fase stabile è caratterizzata
dalla idrolisi della sostanza organica, le reazioni avvengono in
corrispondenza dell’interfaccia solido liquido, e i prodotti fungono da
substrato per i microrganismi presenti in fase acquosa. Inseguito tali
batteri producono enzimi responsabili dell’idrolisi enzimatica, che come
prodotti dà acidi grassi volatili, acido lattico, CO2 e H2. Tali prodotti sono
trasformati in acido acetico, substrato ideale dei batteri metanigeni.
•
•
– La fase acetica può durare da 3 mesi a 3 anni, e se i valori di ph sono troppo bassi si
innesca una fase acetica stabile, che non produce gas.
Temperatura: 60-70 °C
Il percolato prodotto è caratterizzato da alti valori di BOD5 (30.000 mg/l e alti
rapporti BOD/COD 0,5-0,7) ad indicare una grande frazione di materia
organica solubile e rapidamente biodegradabile. (NB:alte presenze di ione
ammonio).
11
Processi di degradazione Corg
DECOMPOSIZIONE ANAEROBICA - Metanogenesi
•
•
•
La terza fase è quella propriamente metanigena. I batteri anaerobi obbligati sono
sensibili al pH e hanno un tasso di crescita basso. Si stabilizzano e utilizzano come
substrato i prodotti della fase precedente. Ci sono due tipi di batteri che lavorano
in questa fase gli acetofilici, che trasformano acido acetico in CO2 e CH4 ( che
costituisce il 70% del metano prodotto) e gli idrogenofilici che da H2 e CO2
generano metano.
NB: la pressione non è un fattore inibente ( solo maggiori di 1 atm)
Il percolato prodotto in questa fase è in genere con bassi valori di BOD5 e bassi
rapporti BOD5/COD (anche 0.1), sebbene sia questa la fase più attiva dal punto di
vita microbatteriologico, e coesistano, in equilibrio dinamico batteri metanigeni e
batteri acetogenici.
– L’azoto ammoniacale, i metalli, i solfati e i cloruri restano comunque presenti
perché possono essere solubilizzati. Da sottolineare che la solubilizzazione dei
materiali proteici porta alla formazione di piccoli quantitativi di gas
indesiderati quali ammoniaca e acido solfidrico. Il ph si mantiene in campo
debolmente alcalino.
– I batteri metanigeni lavorano con un ph compreso fra 6 e 8,5.
La transizione fra la seconda e la terza fase può essere incompleta, e quindi non
tutto il carbonio organico si trasforma.
• NB: non tutta la frazione organica dei RSU è biodegradabile (ma solo il
50%), e circa il 50 % del carbonio organico interviene nei processi di
degradazione ed è quindi biogassificabile.
Nella discarica le tre fasi coesistono, e il percolato funge da fluido vettore di
nutrienti e substrato.
12
Processi di degradazione Corg
DECOMPOSIZIONE ANAEROBICA
FASE METANIGENA
In questa fase, divengono dominanti batteri anaerobici metanigeni, che utilizzano i
prodotti dello stadio precedente per produrre anidride carbonica, metano, acqua con
rilascio in parte di energia termica.
Il processo metanigeno ha una velocità inferiore rispetto agli altri.
I batteri metanigeni utilizzano i prodotti della fase acetogenica, ad esempio:
a partire da idrogeno:
4H2 + CO2  CH4 + 2H2O
(1)
a partire da acido acetico
CH3COOH  CH4 + CO2
(2)
Il consumo degli acidi organici provoca una risalita del pH del percolato a valori di 7-8. Di
conseguenza il percolato diviene meno aggressivo chimicamente e contiene un minore
contenuto organico.
Gli acidi organici che non possono essere direttamente convertiti in metano dai batteri
metanigeni vengono prima decomposti secondo diversi passaggi.
Il substrato di crescita dei metanigeni sono gli acidi grassi volatili (VFA), ma una loro
concentrazione troppo elevata inibisce l’attività dei metanigeni stessi, fino a diventare
tossica.
13
Caratterizzazione del BIOGAS
Poiché la fase metanigena, che ha una durata estesa rispetto le altre, è da
considerarsi quella più significativa ai fini di studio, anche per l’importate valenza
energetica che assume.
La composizione del gas emesso durante la fase stabile di metanogenesi è
valutabile pari a (Gandolla et al.):
– CH4
45%-65% vol
– CO2
65%-45% vol
– H2
0%vol
(20%-30% valore anomalo)
– O2
0%vol
(max 20% valore anomalo)
– N2
10-0% vol
(max 80% valore anomalo)
– H2S
tracce
– H2O
2-5% vol
I valori fra parentesi sono anomali, l’idrogeno può prodursi solo immediatamente
dopo il deposito dei rifiuti e per un periodo di tempo molto limitato, l’ossigeno e
l’azoto non sono generati dalla degradazione, bensì possono derivare da
infiltrazioni d’aria all’interno della massa dei rifiuti. Nel biogas sono presenti
altri composti in tracce alcuni dei quali pericolosi o comunque arrecanti impatti
sull’ambiente.
14
Caratterizzazione del BIOGAS
15
La previsione produttiva
Al fine di progettare un impianto di recupero
energetico del biogas e valutare la sostenibilità
economica dello stesso è necessario conoscere
la curva di produzione teorica attesa del biogas
MODELLI DI PRODUZIONE DI BIOGAS
Al fine di prevedere la resa e il rateo di produzione
del biogas da discarica per valutare anche
possibili migrazioni e problemi gestionali
correlati è necessario implementare dei
modelli.
INPUT
Fin dagli anni 70 sono stati pensati metodi, prima
qualitativi poi quantitativi, come Palos Verdes,
Scholl-Canyon e Sheldon Arleta models
Struttura di un modello di produzione di biogas:
• sottomodello stechiometrico: fornisce la
massima resa
teorica di biogas da degradazione anaerobica di
frazione
organica
• sottomodello cinetico: è un modello dinamico
che fornisce
il rateo di generazione del biogas.
•Composizione rifiuto
•Conferimenti annui
t/anno
t/anno
1982
9600
1992
15600
1983
9600
1993
15600
1984
9600
1994
16800
1985
9600
1995
16800
1986
9600
1996
16800
1987
9600
1997
21000
1988
9600
1998
21000
1989
14400
1999
21000
1990
14400
2000
21000
1991
15600
16
La previsione produttiva
Gestione
POST-MORTEM
35000000
Scholl-canyon
Chiusura nel 2013
30000000
Triangolare
LandGEM(Lo=170)
Nmc/anno
25000000
LandGEM(Lo=130)
20000000
15000000
17
10000000
5000000
0
1998
2013
2028
2043
2058
La previsione produttiva
Produzione di biogas e di EE - Ex Discarica
2500000
900
Nei prossimi 10 anni si stima una produzione
potenziale di Energia Elettrica pari a 3 GWh
800
2000000
700
1500000
500
400
1000000
300
200
500000
100
0
0
Anni
EE (MWh/anno)
Biogas Teorico
Biogas Captato
18
MWh/anno
Nm3/anno
600
Il Biogas come COMBUSTIBILE
Al fine di recuperare il biogas, quale
combustibile, deve essere progettato e
gestito:
1. Il sistema di captazione della discarica (D.Lgs
36/03);
2. La centrale di aspirazione e trattamento del
gas
19
Elementi costruttivi del sistema di captazione
“Le discariche che accettano rifiuti biodegradabili devono essere dotati di impianti per l'estrazione dei
gas che garantiscano la massima efficienza di captazione e il conseguente utilizzo energetico” (D. Lgs.
36/2003).
Gli obiettivi del sistema di captazione, trattamento/utilizzo sono:
- garantire la sicurezza all’interno della discarica e nelle aree limitrofe
- minimizzare le emissioni moleste, ed eventualmente nocive, che possono esercitare un forte impatto
negativo sulla popolazione limitrofa, sul personale dell’impianto e sulla vegetazione
- consentire il recupero di una fonte di energia rinnovabile.
Una corretta gestione del biogas deve innanzitutto garantire le condizioni di sicurezza in discarica,
mediante il controllo dell’infiammabilità della miscela costituente il biogas e la prevenzione di
meccanismi di migrazione e di accumulo del biogas.
Il biogas può trovarsi nell’intervallo di infiammabilità a seguito di un’eccessiva aspirazione o
all’accumulo in ambienti chiusi interni alla discarica (locali di servizio, componenti della rete di raccolta
del biogas o del percolato) o esterni (cantine, seminterrati, etc.) in seguito a migrazione laterale nel
terreno.
Un sistema completo di captazione, trattamento/utilizzo comprende i seguenti elementi:
- sistema di captazione
- rete di trasporto
- impianto di pre-trattamento
- utilizzo/trattamento finale
20
ELEMENTI COSTITUTIVI
21
GLI ELEMENTI COSTRUTTIVI
ELEMENTI CARATTERIZZANTI:
í
I POZZI DI CAPTAZIONE
í
LA RETE DI TRASPORTO
í
LE STAZIONI DI REGOLAZIONE
í
LA CENTRALE DI ESTRAZIONE E CONTROLLO
í
IL SISTEMA DI COMBUSTIONE (torcia)
í
IL SISTEMA DI UTILIZZO (recupero energetico)
22
Pozzi di biogas
• REALIZZATI A DISCARICA
COMPLETATA
(PER LOTTI
- ESAURITA) O IN FASE
GESTIONALE
• - TIPOLOGIA:
• verticali
• orizzontali
(trincee)
23
Dreni di estrazione di biogas
Geotessile
filtrante
Ghiaia 40/60
Tubo fessurato HDPE Ø
110 mm di captazione del
biogas
Geomembrana
HDPE 2mm
Tubo fessurato PVC Ø 75
mm per reiniezione
percolato
Torcia
Cisterne
Percolato
Rifiuti
livello -10
livello -3
drenaggio periferico
25
Stazioni di regolazione e linee di trasporto
Linee di trasporto
• LINEE SECONDARIE:
tra pozzi e stazioni di regolazione
• LINEE PRINCIPALI:
tra stazioni di regolazione e
centrale di estrazione
COMPONENTI E ACCESSORI:
Stazioni di Regolazione
CONTENGONO:
I terminali delle linee dei pozzi
I separatori di condensa
Le valvole di intercettazione
1.
teste di pozzo
Le valvole di regolazione
(Manuali o Automatiche)
2.
separatori di condensa
Il sistema di campionamento del gas
3.
valvole di intercettazione
• LAY-OUT:
• in serie
• in parallelo
26
Stazioni di regolazione e linee di trasporto
Configurazione finale:
119 pozzi di biogas
R=20 m
35 pozzi di percolato
Motori
Torce
La centrale di estrazione e controllo
• NECESSITA’ DELL’ESTRAZIONE FORZATA PER OTTENERE RAGGI DI
INFLUENZA DI 20  30 m
• DEPRESSIONE IN ASPIRAZIONE
• PRESSIONE IN MANDATA
• VENTILATORI CENTRIFUGHI MULTISTADI
• IL SISTEMA DI CONTROLLO CONSENTE DI CENTRALIZZARE
AFFIDANDO AD UN SISTEMA DI PLC-PC LA GESTIONE DELLE
FUNZIONI OPERATIVE DELL’IMPIANTO
• POSSIBILITA’ DI PILOTARE L’ESTRAZIONE POZZO PER POZZO
• POSSIBILITA’ DI INSERIRE BLOCCHI DI SICUREZZA
• POSSIBILITA’ DI GESTIRE AUTONOMAMENTE SITUAZIONI DIVERSE
(POZZI PERIFERICI E CENTRALI, LOTTI VECCHI E NUOVI)
29
SOFFIANTI
30
Sistema di combustione
TORCE
•
Destinazione finale del biogas:
•
• Le torce:
•
- a fiamma libera
•
- con camera di combustione
•
- con camera di combustione
refrattariata
•
•
•
•
Condizioni di combustione secondo
le prescrizioni di
legge
• Temperatura
> 1000 °C
• Tempo
> 0,3 secondi
• Ossigeno residuo > 6%
31
Il sistema di utilizzo
• RECUPERO ENERGETICO
• LA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA
• GLI ASPETTI LEGISLATIVI:
- IL CIP 6/92
- I CERTIFICATI VERDI
(D.L. 79/99 - DECRETO BERSANI)
Approfondiamo in seguito …
32
Il sistema di utilizzo
• MOTORI ENDOTERMICI PER:
produzione di sola energia elettrica
- produzione di
energia elettrica e di
energia termica
• TURBINE A GAS PER:
produzione di energia elettrica
• RECUPERO DI CALORE IN CALDAIA
33
Criteri Gestionali
OBIETTIVI DEL GESTORE SONO:
1) Bonifica
2) Recupero Energetico (eventuale)
DISPONE DI:
a) Impianto Estrazione Biogas
b) Curva di Produzione Biogas
LA REGOLAZIONE DELL’IMPIANTO CONSENTIRA’ DI ESTRARRE UNA MISCELA
GASSOSA:
 Con percentuale di ossigeno di sicurezza
 Con valore di metano stabile ed elevato
(in caso di recupero energetico)
 Eliminare o ridurre le fughe incontrollate
 Estrarre quantità di biogas corrispondenti alla curva di produzione
 Gestire lotti differenti per età e/o tipologia con
caratteristiche
diverse e criteri opportuni.
34
RECUPERO ENERGETICO
In particolare ….
1. Il biogas come combustibile (Potere
calorifico del biogas)
2. Dimensionamento del gruppo motori
3. Costi
4. Certificati verdi
5. Bilancio della CO2 evitata
35
Reazioni di combustione e processi termodinamici
Parametri chimico fisici del Metano
Il processo di combustione del
metano però può essere descritto
semplicemente con la seguente
reazione:
CH 4  2O  CO2  2H 2O
Per ottenere la completa ossidazione del
metano sono necessari diversi passaggi
attraverso i quali H2, CO e H2CO
sono semiprodotti stabili della reazione.
Questi processi sono così complicati che non è possibile descriverli completamente.
Quindi, se del combustibile non bruciato o altri prodotti intermedi vengono emessi da una
combustione, il motivo di queste emissioni è riconducibile ad un grande deficit di ossigeno, ad una
pessima miscela combustibile-aria, o ad un rapido raffreddamento delle sostanze coinvolte nella
reazione ad una temperatura inferiore a quella ottimale.
Potenziali emissioni dalla combustione del LFG
La qualità del LFG è importante non solo per le operazioni tecniche della combustione ma anche perla
composizione del gas esausto. I problemi con le sostanze nocive sono causati non dai componenti
principali ma dalle componenti presenti in traccia nel LFG.
Per questa ragione la fiamma può provocare la completa combustione degli elementi in traccia,36così da
avere nel gas esausto solo elementi quali CO2, HCl, HF, SO2, e H2O.
Biogas come combustibile
•
•
Se il trattamento del biogas implica un recupero energetico il combustibile deve avere le
caratteristiche che si adattano all’impiego.
Nella quasi totalità dei casi per la valorizzazione energetica del biogas sono utilizzati MCI.
le specifiche del costruttore
MCI
Per l’impiego come carburante è necessario dei prettrattamenti, e il controllo
periodico dei parametri.
Le richieste del costruttore sono in merito a:
1.
Potere calorifico: determinato prevalentemente dalla percentuale di
metano presente. Minore è il PCI maggiore la quantità di volume che
deve passare dal motore, questo significa che potenzialmente maggiori
quantità di gas aggressivi potrebbero venire a contatto con le parti
metalliche del motore,(questo è uno dei motivi per cui i produttori
NB
indicano i limiti di concentrazione dei gas aggressivi per % di CH4). Con
basso potere colorifico è necessario alzare la pressione del gas in input
al motore con conseguente aumento dei gas incombusti. La massima
variazione del range di funzionamento della % di metano è 45%±15%.
37
Le richieste del costruttore di MCI 1/2
2.
3.
La concentrazione dei composti dello zolfo: sono altamente corrosivi
specialmente in presenza di acqua e umidità. Questi composti possono
causare l’usura dei pistoni e dei cilindri.Lo zolfo tende ad accumularsi
anche nell’olio lubrificante del motore, obbligando a manutenzioni
frequenti. Per limitare le concentrazioni di H2S è necessario ostacolare la
vita dei batteri solfato riduttori, e limitare l’entrata in discarica di prodotti o
terreni contenenti gesso, oltre che dei reflui da trattamenti di
desolforazione.
La concentrazione dei composti alogenati contenenti cloro, bromo e del
fluoro (ad esempio, tetracloruro di carbonio, chlorobenzene, cloroformio e
trifluoromethane). Durante il processo di combustione si possono formare
dei gas acidi, HCl e HF, in presenza di umidità. Questi sono responsabili
della corrosione di metallo.
Combustione di composti alogenati in presenza di idrocarburi entro il gas
di discarica può anche portare alla successiva formazione di composti
come PCDD e PCDF, in particolare per quanto la combustione di gas fresco
sotto 400 ° C. Anche in questo caso si rende necessario frequente cambio
l’olio. I più comuni fluorurati specie nel gas di discarica sono i
clorofluorocarburi (CFC), che sono stati ampiamente utilizzati come
refrigeranti e propellenti.
38
Le richieste del costruttore 2/2
4.
5.
6.
7.
La concentrazione di ammoniaca: la
presenza dell’ammoniaca porta dopo la
combustione ad alte concentazioni di NOx,
che può reagire e formare altri ossidi
pericolosi in atmosfera.
La concentrazione dei composti del silicio
contenuti in cosmetici prodotti per i capelli e
fanghi di reflui civili. Il composti del silicio
tendono a formare una patina di colore
bianco-grigia che riduce drasticamente la
vita del motore.
Polveri: per evitare fenomeni di usura è
necessario eliminare le polveri tramite
meccanismi quali cicloni e filtri.
Cambi dell’olio: la combustione in presenza
di composti del silicio del Cl e del F, portano
ad alterare la funzione dell’olio lubrificante.
Innalzare le temperature di funzionamento
porterebbe ad una riduzione della
concentrazione degli acidi di Cl e F, ma non
consentirebbe la formazione dello spessore
di olio intorno alle parti meccaniche
necessarie a lubrificare le parti in
movimento. Pertanto risulta necessario
aumentare la manutenzione.
39
Accorgimenti….
• Rimuovere l’umidità e il particolato, in modo da
migliorare la combustione.
• Un compressore aumenta la pressione in modo da
garantire le condizioni ottimali di PCI.
• Valvole di sicurezza che garantiscono l’assenza di
riflussi del gas.
40
Schema dei trattamenti monte-valle
Alcuni sono facoltativi e vanno considerati
nell’analisi dei costi …
43
Dimensionamento gruppo Motori
I principali dati necessari al dimensionamento del gruppo motori:
• Schede tecniche fornite direttamente dal produttore Italia
relative varie tipologie di motori di taglia diversa (es:
Jenbacher) e operazioni di manutenzione;
• La quantità di carburante considerata ovvero il biogas
prodotto ogni anno secondo il modello di teorico
applicando un coefficiente di captazione differente per le
fasi di gestione (40%) e post-mortem (60%);
• Tempo di funzionamento ( ad es.: 90.000 ore pari a 10
anni).
44
Schede tecniche MCI
160
71
60
52
kWh/kWh
2,50
2,57
2,71
del
olio ca
kg/h
0,19
%
38,7%
~
~
1
0,
9
0,
8
0,100
0,050
0,000
0,
Consumo
0,
7
0,150
0
motore
0,200
%Carico
1
kW
0,250
9
310
0,343
0,333
0,308
0,
specifico
469
0,300
8
Consumo
625
0,350
0,
~ Olio
kW el.
0,400
7
Potenza elettrica
y = 7,2x - 7,8667
R2 = 0,9997
0,
meccanica
0,
6
323
6
485
0,
646
% Carico
5
kW
0,
5
137
0,
195
0,
4
252
4
Nm³/h
0
0,
50%
20
3
Potenza
75%
40
0,
3
Quantità di gas
100%
71
60
0,
Pieno carico Carico parziale
80
2
Dati con:
108
0,
2
(PCI)
100
0,
inferiore del gas
143
120
1
6,40
0,
1
kWh/Nm³
0
calorifico
% RENDIMENTO ELETTRICO
Potere
kWe potenza elettrica
140
y = 0,0035x + 0,272
R2 = 0,9423
motore
Rendimento
elettrico
37,6% 35,4%
Il rendimento aumenta su taglie grandi
45
Dimensionamento gruppo Motori
•
•
Un primo dato da considerare per valutare la possibilità di utilizzo di questi motori
è la percentuale di metano presente nel biogas: i motori Jenbacher sono in grado
di lavorare in un range di concentrazione di metano nel biogas che va da un
minimo del 38% al 100%.
Successivamente deve essere valutato il coefficiente di utilizzo di ogni singolo
motore. Il primo passo è calcolare l’energia elettrica prodotta da un dato motore,
ottenibile dalla seguente formula:
EE   el  PCI biogas  Qbiogas
Da modello
teorico
•
•
•
•
EE è l’energia elettrica prodotta dal motore [kW];
ηel è il rendimento elettrico del motore;
Qbiogas è la portata di biogas captata dalla rete estrazione [Nm3/h];
PCIbiogas è il potere calorifico inferiore del biogas [kWh/m3].
•
Il PCI del biogas è stato calcolato considerando il PCI del metano una volta nota la
percentuale di metano presente nel biogas utilizzando la seguente equazione:
PCI biogas  PCI CH 4  %CH 4
•
Ogni motore ha un suo costo di acquisto (motore + optional), un consumo di olio,
un costo di manutenzione ed un costo di funzionamento.
46
Dimensionamento gruppo Motori
• Il listino prezzi della Jenbacher indica i costi di acquisto dei motori e
delle componenti opzionali che verranno coperti dall’azienda entro
n anni (nel nostro caso 10 anni) dalla consegna dei motori con un
costo di ammortamento finale per ciascun motore calcolabile con la
seguente formula:
C  C motore 
T  1  T 
1  T 
n
n
1
Dove:
• n = anni utili per l’ammortamento;
• T = tasso di interesse pari al 65 %;
• Cmotore = costo del singolo motore e delle componenti opzionali [€];
• C = costo annuo di ammortamento in n anni [€/anno].
47
Dimensionamento gruppo Motori
•
può essere calcolato il coefficiente di utilizzo Ui [%] per ogni motore come il
rapporto tra l’energia termica del biogas disponibile come media oraria [Nmc/h] in
ingresso in riferimento all’anno i-esimo e l’energia termica richiesta dal motore al
funzionamento nominale
Ui 
•
•
•
PCI
biogas
 Qbiogas
 EE 
  el 

i
100%
Il coefficiente di utilizzo permette al contempo di verificare che il motore
considerato sia in grado di lavorare con l’energia termica in ingresso e di
determinare il numero di motori che possono essere impiegati nell’anno i-esimo
per sfruttare al meglio la portata di biogas in ingresso. Noto il numero di motori
all’anno i si può calcolare il tasso di utilizzo di ciascun motore, ipotizzando che la
portata in ingresso di biogas si distribuisca uniformemente tra essi.
Dal tasso di utilizzo di ciascun motore e dai grafici dell’efficienza e della potenza
elettrica è possibile ricavare l’energia elettrica prodotta annualmente da ciascun
motore espressa in kWh.
Si potrebbe verificare che la portata in ingresso di biogas non sia completamente
utilizzata, quindi si riesegue il calcolo per poter individuare se la portata residua
può essere utilizzata da altri motori da combinare con quelli precedentemente
scelti.
48
Costi MCI
JGS 208
VOCE
DESCRIZIONE
JGS 212
JGS 312
JGS 316
JGS 320
JGS 420
Ver. B21 Ver. B21 Ver. B21 Ver. B21 Ver. B21 Ver. B21
1.065
1.413
330 kWe 511 kWe 625 kWe 836 kWe
kWe
kWe
Prezzo (€) Prezzo (€) Prezzo (€) Prezzo (€) Prezzo (€) Prezzo (€)
IMPORTO TOTALE "SALA MACCHINE"
OPZIO
NI
EXTRAPREZZO PER INSTALLAZIONE IN ISO CONTAINER 65
3.x
dB(A) a 10 m (3)
EXTRAPREZZO PER INSTALLAZIONE IN CONTAINER 3 m
3.x
65 dB(A) a 10 m (3)
3.xx
CONDIZIONATORE SALA QUADRI CONTAINER
1.03.03CL.AIR. INCLUSO MONTAGGIO IN CANTIERE (4) (5)
DOPPIO CATALIZZATORE, COMPRESE CAMERE
1.03.03 CATALIZZATORE (6) (7)
EXTRAPREZZO PER SISTEMA DI RECUPERO TERMICO DAL
1.x
BLOCCO MOTORE (8)
270.000 338.000 377.000 435.000 478.000 689.300
97.500
97.500
97.500
97.500
106.900
2.900
2.900
2.900
2.900
2.900
129.100 139.700 142.200 148.800 163.300 153.000
6.700
8.700
9.900
12.100
16.700
29.700
28.100
33.300
40.900
45.000
53.300
57.600
1.xx
VALVOLE DI BY-PASS GAS DI SCARICO (9)
9.200
9.600
11.800
12.500
16.700
17.400
1.xxx
SISTEMA DI RECUPERO TERMICO DAI FUMI (10)
9.000
11.500
16.400
17.500
21.000
26.700
Costi Riferiti al 2003
499.500 578.100 619.600 684.200 644.200 842.300
49
Incentivazioni – Breve storia
QUANTO COSTA IL KW/h ceduto?
• Fin dal 1992 le aziende produttrici di EE da fonte rinnovabile
avevano delle agevolazioni riguardanti il prezzo dell’energia elettrica
venduta al gestore. Infatti, dopo l’introduzione di incentivi tariffari a
favore delle fonti energetiche rinnovabili tramite i cd. Cip 6/92
l’ENEL doveva acquistare l’energia prodotta da impianti
rinnovabili ad un sovrapprezzo, fissato dal Comitato
interministeriale prezzi.
• In Italia l’incentivazione delle energie rinnovabili avviene attraverso
lo strumento dei “certificati verdi”, più compatibili con il mutato
quadro del mercato “liberalizzato” dell’energia voluto dal D.Lgs.
79/1999 (cd. decreto Bersani). Il prezzo medio del certificato verde
del gestore della rete è 8,240 €cent per KWh come da Comunicato
GRTN del 27 ottobre 2003 al quale si aggiunge il prezzo riconosciuto
alla vendita per l’energia elettrica che è di circa 5 €cent/kWh
• Dunque il prezzo di vendita dell’energia elettrica prodotta è di 13
€cent/kWh (DATI 2003).
50
Certificati verdi
Finanziaria 2008: Le novità sui Certificati verdi
Con la Legge 244 del 24 dicembre 2007, dal 1° gennaio è entrata in vigore la Finanziaria 2008, che,
insieme al “Collegato alla Finanziaria 2008” (D.L. 159/07 come modificato dalla legge di conversione
220/07), ha rivoluzionato il meccanismo di incentivazione dei Certificati Verdi introdotto nel 2002.
Le nuove norme hanno determinato cambiamenti sostanziali, iniziando dal nuovo valore unitario
dei certificati verdi, pari a solo 1 MWh.
Il sistema dei Certificati Verdi è nato con il Decreto Bersani (d.l. 79/99), che ha imposto l’obbligo di
immettere una quota di energia elettrica prodotta da impianti ad energie rinnovabili del 2%, a
decorrere dall’anno 2001, a tutti gli importatori e produttori di energia elettrica da fonti non
rinnovabili e che immettono in rete più di 100 GWhe/anno. Tale obbligo è stato incrementato dello
0,35% dal 2004 al 2006, attestandosi così al 3,05% e, con la nuova finanziaria, dello 0,75% dal 2007
al 2011. Facendo i conti, alla fine del periodo si dovrà arrivare ad una quota obbligatoria del 7,55%.
Tale quota rappresenta un valore difficilmente raggiungibile dai produttori da fonte non
rinnovabile, costretti quindi ad acquisire CV dai produttori di energia pulita, e darà luogo ad un
vigoroso mercato di scambio fra i proprietari degli impianti e gli operatori presenti sul mercato. Ove
le trattative dirette non bastassero, è possibile riferirsi all’apposito mercato creato dal Gestore del
Mercato Elettrico.
La durata e la diversificazione per fonte
In particolare, la produzione degli impianti alimentati da fonte rinnovabile entrati in esercizio prima del
2008, che abbiano ottenuto la qualifica IAFR (Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili), viene
associato un certificato verde ogni MWhe/anno prodotto (in caso di nuova costruzione, rifacimento
o riattivazione). I CV vengono emessi, ai fini dei riconoscimenti previsti dal Decreto Bersani, per 12
anni per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio dal 1/4/99 al 31/12/07.
Con il nuovo regime, gli impianti a fonte rinnovabile entrati in esercizio dal 2008 a seguito di nuova
costruzione, rifacimento o potenziamento, avranno diritto ai Certificati Verdi, della durata di 15
anni, pari al prodotto della produzione netta di energia elettrica da fonti rinnovabili moltiplicata per
un coefficiente diverso da fonte a fonte.
Gli impianti di potenza inferiore a 1MWe, su richiesta del produttore, possono essere incentivati, in
alternativa ai CV, con conto energia specifico per fonte, ovvero tramite una tariffa fissa
omnicomprensiva per ogni kWhe prodotto.
51
Finanziaria 2008
•
•
•
•
•
Il GSE (Gestore servizi elettrici) ha fissato il prezzo di offerta, per MWh, dei
propri Certificati Verdi per il 2008, così come stabilito dall'articolo 2, comma
148 della Legge n. 244/2007 (Legge Finanziaria 2008).
L'importo comunicato è pari a 112,88 €/ MWh ed è stato ottenuto, eseguendo
la differenza tra i due valori seguenti.
Il primo valore è il valore di riferimento stabilito dalla Legge Finanziaria 2008
e pari a 180,00 €/ MWh.
Il secondo valore è dato dal valore medio annuo del prezzo di cessione
dell'energia elettrica, rilevato nel 2007, così come definito dalla Delibera
AEGG n. 24/08 e pari a 67,12 €/ MWh.
Quindi, riassumendo: 180,00 - 67,12 = 112,88.
Si riporta la legge finanziaria art 2.
147. A partire dal 2008, i certificati verdi, ai fini del soddisfacimento della quota
d’obbligo di cui all’articolo 11, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo 1999,
n. 79, hanno un valore unitario pari a 1 MWh e vengono emessi dal Gestore dei
servizi elettrici (GSE) per ciascun impianto a produzione incentivata di cui al
comma 143, in numero pari al prodotto della produzione netta di energia
elettrica da fonti rinnovabili moltiplicata per il coefficiente, riferito alla
tipologia della fonte, di cui alla tabella 2 allegata alla presente legge, fermo
restando quanto disposto a legislazione vigente in materia di biomasse
agricole, da allevamento e forestali ottenute nell’ambito di intese di filiera o
52
contratti quadro oppure di filiere corte.
Finanziaria 2008
Fonte/Tecnologia Eolica per impianti di taglia inferiore a 200
kW
Coefficiente 1,0 – €/kWhe 0,3
Fonte/Tecnologia Eolica per impianti di taglia superiore a 200
kW
Coefficiente 1,0 – €/kWhe N.A.[1]
Fonte/Tecnologia Eolica offshore
Coefficiente 1,1 – €/kWhe N.A. [1]
Fonte/Tecnologia Solare [2]
Coefficiente [2] – €/kWhe [2]
Fonte/Tecnologia Geotermica
Coefficiente 0,9 – €/kWhe 0,20
Fonte/Tecnologia Moto ondoso e maremotrice
Coefficiente 1,8 – €/kWhe 0,34
Fonte/Tecnologia Idraulica
Coefficiente 1,0 – €/kWhe 0,22
Fonte/Tecnologia Rifiuti biodegradabili, biomasse diverse da
quelle di cui al punto successivo
Coefficiente 1,1 – €/kWhe 0,22
Fonte/Tecnologia Biomasse e biogas prodotti da attivita`
agricola, allevamento e forestale da filiera corta [3]
Coefficiente [3] – €/kWhe [3]
Fonte/Tecnologia Biomasse e biogas di cui al punto
precedente, alimentanti impianti di cogenerazione ad
alto rendimento, con riutilizzo dell’energia termica in
ambito agricolo [3]
Coefficiente [3] – €/kWhe N.A.[1]
Fonte/Tecnologia Biomasse e biogas di cui al punto
precedente, alimentanti impianti Gas di discarica e gas
residuati dai processi di depurazione e biogas diversi da
quelli del punto precedente
Coefficiente 0,8 – €/kWhe 0,18
53
…e la CO2 evitata?
Emissioni in atmosfera
Il biogas è composto mediamente dal 47,67% di CH4 e dal 49,32% di CO2, gas che,
emessi in atmosfera, contribuisco all’effetto serra.
L’utilizzo di biogas come combustibile per i motori è una pratica che favorisce la
riduzione di tali emissioni.
Il biogas prodotto dalla degradazione dei rifiuti viene in parte captato ed in parte
emesso direttamente dal corpo di discarica.
In base al dimensionamento dell’impianto di recupero energetico, quindi in base alla
portata che i motori sono capaci di elaborare, il biogas captato viene in parte bruciato dai
motori ed in parte emesso in atmosfera. Anche la combustione però contribuisce alla
produzione di CO2.
Grazie alla produzione di energia elettrica si ha una riduzione delle emissioni di CO2,
infatti, con riferimento alla situazione italiana, per ogni kWh di energia elettrica
prodotta è stata stimata una riduzione di 0,551 kg di CO2 (Rapporto Enel, 1999) .
La stima delle emissioni effettuata è calcolata come:
GHE noncaptato  21  CH 4  CO2
…e la CO2 evitata?
Il biogas captato viene quindi mandato all’impianto di recupero energetico ed
utilizzato, ma solo in parte, dai motori, la restante portata di biogas non utilizzata dai
motori subisce la combustione in torcia. In base al dimensionamento dell’impianto si
avrà un utilizzo del biogas; per i quattro scenari la quantità di emissioni provenienti
dalla combustione del biogas è ottenuta dalla seguente equazione:
GHE MCI  CO2  CO2CH 4
Le emissioni “evitate” con la produzione di energia elettrica sono 0,551 kg di CO2 per
kWh prodotto (GHEevitate).
In base a queste considerazioni le emissioni in atmosfera totali, possono essere
calcolate come:
GHEtotale  GHE noncaptato  GHE MCI  GHEevitate