Reattore Up Ash (con strumentistica)

Il reattore è il cuore del progetto Up Ash. Nell’analisi è stato associato alla strumentistica che permette di esaminare la composizione e condizioni del gas, al suo ingresso e alla sua uscita.

I flussi di questo sottoprocesso sono diversi. Innanzitutto, entra il biogas proveniente dalla soffiante. Poi, un altro input è l’energia elettrica necessaria per il funzionamento degli strumenti, elencati in Tabella 4.2.

Per il gas cromatografo Clarus 500 , la scheda tecnica indica la potenza apparente dello strumento; perciò, è stato ipotizzato un valore di fattore di potenza pari a 0.12, cioè quello dei sistemi elettrici a basso voltaggio e di categoria 2.

57

Tabella 4.2: Consumi e ipotesi di funzionamento della strumentistica del sistema Up Ash

Strumento Funzionamento

Ore di funzionamento

[h]

Potenza [W]

Energia consumata

[kWh]

Clarus 500 Perkin Elmer

Mass Spectrometer

50% 47,25 312,96 14,78736

Ionicon Analytik

GmbH 100% 94,5 500 47,25

Optima 7 MRU

Biogas 40% 37,8 6 0,2268

Si è ipotizzato che lo spettrometro di massa Ionicon Analytik sia attivo per tutta la durata del test, ma con un consumo energetico operativo minimo, cioè 500W.

L’energia elettrica totale consumata durante l’esperimento “E” è quindi pari a 62.26 kWh.

Questo risultato è stato pesato sul riferimento del sottoprocesso che coincide con l’unità funzionale dell’intera analisi, cioè 1 kWh di biometano processato, come riportato in Tabella 4.3. Anche in questo caso è stata fatta la stessa scelta della soffiante, cioè il mix produttivo UCTE.

Tabella 4.3: Flussi del sottoprocesso Upgrading

Flusso Quantità pesata sull'unità funzionale

Biogas 0,172 Nm³/kWh

Ceneri umide 2,447 kg/kWh

Energia

strumentazione 0,762 kWh/kWh

Occupazione suolo 1,542 kg/kWh

Acciaio reattore 0,122 m²/kWh CO2 catturata -185,176 gCO2/kWh

Gas naturale evitato -1 kWh/kWh

Nel test di riferimento, sono stati prodotti 8.02 Nm³ di biogas con un contenuto energetico pari a 81.74 kWh. Anche la quantità di ceneri è stata riferita a questo valore. Nell’esperimento sono stati usati 200 kg di ceneri con umidità al 34.76%, quindi per ogni kWh di biometano

58

prodotto circa 2.45 kg. In questo caso, le ceneri sono un flusso sia entrante che uscente dal sottoprocesso, come verrà discusso più avanti.

Altro elemento considerato è l’occupazione del suolo. L’impianto, durante il suo ipotetico funzionamento, sottrarrà ad altre funzioni una determinata superficie del terreno. Trattandosi di un sistema relativamente semplice, con basso rischio di guasti e rotture, si può ipotizzare che possa lavorare per 10 anni, su una area pari a 10 m² . Per inserire tale valore all’interno dell’analisi, è opportuno pesarlo relativamente al quantitativo energetico del biometano prodotto non solo nel test “E”, ma per l’intera vita ipotetica dell’impianto. Come già accennato in precedenza, si può stimare che avvengano circa quaranta cicli all’anno, escludendo i mesi invernali in cui la Fondazione FEM non è operativa. Si otterrebbero così poco più di 370 Nm³ di biometano all’anno e, in 10 anni, un’energia di quasi 33 MWh.

Le stesse considerazioni sono state fatte per il materiale di cui è composto il reattore, acciaio inox AISI 316L [39]. Inoltre, si è considerata la possibilità di evitare lo smaltimento diretto in discarica a fine vita del reattore e quindi di riciclare l’acciaio.

Il fulcro del sistema Up Ash è che, oltre a produrre biometano, cattura parte dell’anidride carbonica presente nel biogas da digestione anaerobica, in particolare nel test “E” circa 116 kgCO2/kg ceneri secche. Anche questo flusso è stato pesato in riferimento al biometano prodotto nel ciclo ed il suo valore viene riportato in Tabella 4.3 con valore negativo, per sottolineare l’emissione evitata.

Infine, viene considerato un ulteriore vantaggio dato dall’utilizzo del sistema Up Ash. Infatti, in concomitanza con la produzione di biometano si evita la produzione, dall’estrazione alla rete, di un flusso di gas naturale con lo stesso quantitativo energetico.

Tutta la filiera dell’estrazione e produzione del gas naturale viene mostrata in Figura 4.7 dal sottoprocesso nominato “Natural gas mix, consumption mix, to consumer, technology mix, medium pressure level (<1bar)-EU” e tutti i sottoprocessi a monte di questo.

Si tratta della catena produttiva del gas naturale che include la perforazione di pozzi, la produzione e la lavorazione, così come il trasporto in gasdotti e cisterne per GNL (gas naturale liquefatto). Sono state considerate metodologie di estrazione convenzionali e non convenzionali (shale gas, tight gas, metano da carbone), entrambe includendo parametri

59

come il consumo di energia, le distanze di trasporto, le tecnologie di trattamento del gas per ogni paese produttore. Infatti, tutti i paesi fornitori di gas naturale contribuiscono con le loro quote interne, tratte dalle statistiche nazionale, al mix di gas naturale, come mostrato in Figura 4.8.

Figura 4.8: Contributi di ogni paese fornitore di gas naturale nel mix considerato

Il sottoprocesso “Container glass” tiene in considerazione la tecnologia attuale delle camere di combustione e dei sistemi di abbattimento utilizzati nella maggior parte degli impianti europei. La modellazione è stata realizzata su più livelli. In primo luogo, vengono modellate le singole centrali in servizio nelle reti nazionali, includendo anche le perdite. In secondo luogo, vengono modellati gli standard nazionali di emissione ed efficienza delle centrali elettriche. In terzo luogo, si considera anche la fornitura specifica per paese.

Tuttavia, tutti questi sottoprocessi derivanti dal software openLCA non tengono in considerazione della risorsa energetica primaria di gas naturale che, in questo caso, non viene estratta. Perciò si è dovuto aggiungere un flusso evitato nel processo “Upgrading”. Ciò

60

significa che gli eventuali impatti o benefici legati a ciò non saranno direttamente visibili nei sottoprocessi “Natural gas mix” , ma saranno una quota di quelli del processo “Upgrading”.