Utilizzi del biometano

In base alla normativa vigente il biometano prodotto dalla purificazione del biogas può essere impiegato come segue:

• Immissione nella rete locale o nazionale di trasporto del gas metano, con utilizzazione anche a grande distanza dalla fonte di produzione per:

− Usi domestici (produzione di calore, acqua calda sanitaria ecc.); − Cogenerazione di energia elettrica e termica in impianti delocalizzati;

− Alimentazione di autoveicoli a metano presso impianti di rifornimento stradali.

• Distribuzione presso il sito di produzione per l’alimentazione di automezzi a metano in modalità extra-rete.

Al momento le norme che stabiliscono lo standard di qualità necessario per il biometano ad essere affinché possa essere immesso nelle rete gas sono Norme UNI EN 16723-1 e UNI EN 11537 mentre la normativa per uso nei trasporti la si avrà con l’emanazione del UNI EN 16723-2 che definirà le specifiche tecniche per questo utilizzo specifico.[65]

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Il regolamento 11537 indica le periodicità dei controlli da effettuare sui componenti oltre che fornire indicazioni sulle prove di odorizzazione del biometano.

Il biogas, pertanto, prima di poter essere utilizzato come biometano per uno qualsiasi degli scopi previsti dal D.M. 02.03.2018, deve essere purificato mediante la rimozione dei contaminanti in esso contenuti ed arricchito in percentuale di CH4 rimuovendo gas inerti come la CO2, così da rendere la

concentrazione di metano nel gas simile a quella del gas naturale (>90%) ed aumentare il potere calorifico della miscela.

La fase di rimozione delle componenti nocive presenti a bassa concentrazione è definita cleaning, mentre il processo di purificazione ed arricchimento in CH4 è detta fase di upgrading.

La convenienza nell’investire nella produzione di biometano con conseguente immissione nella rete nazionale è fortemente correlata ad una fattibilità socio-economica spesso caratteristica del luogo stesso di produzione ed alla presenza o meno di incentivi nazionali.

Il biogas, se non sottoposto ad upgrading, può essere utilizzato, dopo opportuni trattamenti di

cleaning, direttamente nello stesso luogo di produzione quale alimentazione per motori a

combustione interna per cogenerazione, caldaie, sistemi di teleriscaldamento oppure, in alcuni casi, per l’immissione in reti di distribuzione locali per le quali il gas dovrà soddisfare requisiti chimici e fisici definiti semplicemente dall’utenza finale e pertanto meno onerosi di quelli fissati dalla vigente normativa necessari per qualificare il biometano per l’immissione nella rete di distribuzione nazionale.

Alcuni casi in Europa sono rappresentati ad esempio dalla cittadina danese di Revninge, dove un impianto a biogas supplisce al fabbisogno energetico di 67 abitazioni, in tal caso, l’indice di Wobbe, viene tenuto sempre basso per questioni di sicurezza miscelando il biometano ottenuto con gas naturale e aria. [59] [60] e dalla cittadina di Gotëborg dove è stato sviluppato il progetto GoBiGas in cui il prodotto di un impianto di gassificazione di biomassa viene utilizzato in due modi: una parte viene pulito dagli inquinanti ed usato in motori a combustione interna per applicazioni CHP ed il residuale 10% viene invece sottoposto a metanazione ed

upgrading per essere poi immesso nella rete nazionale. [59]

La percentuale di metano nel biogas dipende dalle condizioni di processo ma soprattutto è funzione dalla matrice di biomassa di partenza che può portare ad un contenuto volumetrico di CH4 nel

biogas generato compreso generalmente tra il 50 e l’70% .

I trattamenti di purificazione di cleaning ed upgrading, in precedenza citati, sono pertanto volti ad innalzare la concentrazione di CH4 a valori anche maggiori al 98% separando selettivamente da

quest’ultimo le sostanze indesiderate.

A titolo indicativo la composizione del biogas ottenuta mediante digestione anaerobica è riportata nella Tab. 5.1 dove viene fatto un confronto con il gas naturale. [42]

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Tabella 5.1 - Confronto di massima fra la composizione del biogas e del gas naturale [42]

La determinazione della composizione chimica del biometano da immettere in rete viene, effettuata mediante la gascromatografia, che applica la norma ISO 6976 per il calcolo dei parametri fisici del gas tra i quali il PCS (Potere Calorifico Superiore, parametro fondamentale per il calcolo dell'energia), la normativa di riferimento vigente è la seguente:

- CNR-UNI 10003 «Sistema internazionale di unità (SI)».

- DUNI EN 437 «Gas di prova - Pressioni di prova - Categorie di apparecchi». - ISO 13443 «Natural gas - Standard reference conditions»;

- Decreto 19 febbraio 2007 “Approvazione della regola tecnica sulle caratteristiche chimico-

fisiche e sulla presenza di altri componenti nel gas combustibile da convogliare”

- Decreto 22 dicembre 2000 «Individuazione della rete nazionale dei gasdotti ai sensi dell'art. 9

del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164»;

- Decreto ministeriale 24 novembre 1984 «Norme di sicurezza antincendio per il trasporto, la

distribuzione, l'accumulo e l'utilizzazione del gas naturale con densità non superiore a 0,8». 5.3 Contaminanti principali del biogas

Il principale contaminante all’interno del biogas è costituito dall’acido solfidrico H2S, che può

corrodere le parti metalliche delle apparecchiature di processo oltreché risultare tossico sia per l’ambiente che l’uomo.

Altri contaminanti se presenti in concentrazioni rilevanti, sono N2, O2, silossani, H2, eventuali

composti organici volatili, CO, e NH3, sebbene questi composti normalmente siano presenti in

quantità trascurabili. [40]

Prima di avviare il biometano alla combustione, inoltre, è indispensabile un’essiccazione della corrente gassosa, che in genere si trova satura di vapore d’acqua; la presenza di vapore d’acqua

Composto Biogas (%) Gas Naturale (%) Metano 50-70 93-98 Etano < 3 Propano < 2 Azoto < 3 < 1 Ossigeno < 2 < 1 Diossido di carbonio 25-40 Acqua 02-lug Solfuro di idrogeno < 1 Ammoniaca < 1 Silossani tracce

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contribuisce ad abbassare il contenuto energetico del combustibile e, condensando nelle condotte del gas, può portare a fenomeni di corrosione.

Il processo attraverso il quale viene rimossa la componente di vapore d’acqua è la deidratazione che in genere si realizza mediante un processo di raffreddamento a 2-5°C così da separare l’acqua condensata dal gas, spingendo i raffreddamento fino a -23°c è possibile eliminare anche i silossani; altri processi utilizzati allo scopo, generalmente stimati come meno efficaci, possono essere l’assorbimento in soluzioni a base di glicoli, l’utilizzo di sali igroscopici, e l’impiego di carboni attivi che hanno una funzione selettiva nei confronti dell’H2O.

La presenza della CO2 nel biogas determina invece solo una diminuzione del suo potere calorifico

motivo per cui è necessario in molti casi eseguire un successivo upgrading a biometano, aggiustando il contenuto di anidride carbonica per raggiungere il potere calorifico ottimale.

Tabella 5.2 Principali standard per l’immissione del biometano nella rete del gas naturale o l’utilizzo per autotrazione in alcuni Paesi europei [40]

A parità di contenuto energetico, ad esempio, il bio-CH4 ha il vantaggio del minore contenuto in carbonio rispetto al petrolio ed al carbone, e dunque può essere considerato un carburante di origine rinnovabile a basse emissioni climalteranti. Può essere stoccato nei veicoli in forma compressa (bio- CNG – bio-compressed natural gas) o liquefatta (LBG – liquefied bio gas) [41].

Il CNG costituisce la forma più comune: il metano in questo caso viene compresso e distribuito ad una pressione attorno i 200-250 bar. Tuttavia, dato che la quantità di energia stoccata in questo Composto Unità Germania Svezia Francia Olanda Spagna

Indice di Wobbe

superiore (H) MJ/Nm3 46,1 - 56,5 44,7 - 46,4 48,2-56,5 43,46 - 44,41 48,3 - 57,8 inferiore (L) MJ/Nm3 37,8 - 46,8 43,9 - 47,3 42,5 - 46,8

CH4 % vol. ≥ 97 ≥ 86 ≥ 85 ≥ 95

CO2 % vol. ≤ 6 (secco) ≤ 3 ≤ 2,5 (a) ≤ 6 (b) 2,5

H2 % vol. ≤ 5 ≤ 0,5 ≤ 6 ≤ 12 O2 % vol. ≤ 3 ≤ 1 ≤ 0,01 ≤ 0,5 0,01 Co2+O2+N2 ≤ 5 < 4 H2S ppm < 5 < 15,2 ≤ 5 ≤ 5 15 S totale ppm < 30 < 23 < 30 < 45 50 Mercaptani ppm ≤ 15 ≤ 5 ≤10 17 NH3 mg/m3 ≤ 20 ≤ 20 ≤ 3 ≤ 3 ≤ 3

Silossani (Si) mg/m3 ≤ 5 ppm _{6,2 (Si)} ≤ 10

Composti alogenati °C ≤ 1 ≤ 1 ≤ 1 (c) <10 (d) ≤ 50 (c) _{≤ 25 (d)} ≤ 1 Punto di rugiada dell'H2O T ambiente ≤ -5 (e) ≤ -9 a 200

bar ≤ -5 a P max ≤ -10 a 8 bar ≤ -2 a 7 bar

(a) La Francia permette una certa flessibilità per O2 e CO2 sotto particolari condizioni (b) L'Olanda permette anche < 10-10,3 per l'immissione nella rete regionale - (c) Composti del Cloro - (d) Composti del Fluoro - (e) T ambiente

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modo è significativamente inferiore rispetto a quella ottenibile da un egual volume di combustibile liquido (ad esempio, il diesel), talvolta il CH4 viene liquefatto ad alte pressioni e basse temperature. Questa soluzione, tuttavia, ad oggi, risulta molto costosa e viene utilizzata solamente per mezzi pesanti. Sebbene vi sia la volontà da parte dell’Unione Europea di unificare gli standard di qualità richiesti per l’immissione in rete o l’utilizzo come combustibile del biometano, al momento attuale essi differiscono da Paese a Paese. Alcuni parametri sono riportati in Tab. 5.2[40]