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Recupero energetico del biogas da discarica Fonti rinnovabili di energia Prof. Andrea Corti ing. Isabella Pecorini Dipartimento di Energetica "Sergio Stecco"

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1 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 Firenze (Italy) Tel , Fax Web: 1

2 Sommario Cosè 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

3 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 Lanaerobico 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

4 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 (questultima non consente un controllo dei parametri forzanti il processo, es: pH, umidità, temperatura …) 4 Cosa è il BIOGAS

5 Effetti del BIOGAS 5 Effetti delle emissioni di biogas sullambiente 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 sullambiente in quanto contribuiscono sia alleffetto serra che al buco dellozono. Effetti delle emissioni di biogas sulluomo Odori: Studio del TLV (valori limite di esposizione) delle sostanze osmogene. Analizziamo nello specifico il biogas da discarica….

6 6 Le discariche moderne (D.Lgs 36/03)

7 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. DISCARICA Processi: Chimici Fisici Biologici RIFIUTI SOLIDILIQUIDIGASSOSI 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

8 Processi di degradazione in Discarica I processi fisici che avvengono in discarica consistono nella rottura e nella movimentazione dei rifiuti, nella variazione dellumidità dei rifiuti, nel trasporto di particelle con lacqua e nella diffusione di sostanze a causa di gradienti di concentrazione. I processi chimici che concorrono alla degradazione del rifiuto includono lidrolisi, la dissoluzione/precipitazione, assorbimento/desorbimento, scambio ionico. La degradazione chimica produce unalterazione 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

9 Processi di degradazione C org La degradazione biologica in discarica avviene secondo DUE/TRE fasi: DECOMPOSIZIONE AEROBICA FASE ACIDA FASE METANIGENA DECOMPOSIZIONE ANAEROBICA Materiale organico + O2 CO2 + H2O + biomassa + + materiali parzialmente degradati + energia termica 9

10 Processi di degradazione C org 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 allinterno del cumulo non permettono allossigeno esterno di penetrare nei pori degli strati superficiali. (la presenza dellO2 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

11 Processi di degradazione C org DECOMPOSIZIONE ANAEROBICA - Fase acida Il processo: idrogeno – In questa fase si riscontra una iniziale produzione di idrogeno ad opera dei batteri facoltativi aerobi, che trasformano lacido 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. idrolisi della sostanza organica substratometanigeni. – 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 dellinterfaccia solido liquido, e i prodotti fungono da substrato per i microrganismi presenti in fase acquosa. Inseguito tali batteri producono enzimi responsabili dellidrolisi 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: °C Il percolato Il percolato prodotto è caratterizzato da alti valori di BOD5 ( 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

12 DECOMPOSIZIONE ANAEROBICA - Metanogenesi anaerobi obbligati 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. Da sottolineare che la solubilizzazione dei materiali proteici porta alla formazione di piccoli quantitativi di gas indesiderati quali ammoniaca e acido solfidrico. Il – Lazoto 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. fluido vettore Nella discarica le tre fasi coesistono, e il percolato funge da fluido vettore di nutrienti e substrato. Processi di degradazione C org 12

13 Processi di degradazione C org 13 In questa fase, divengono dominanti batteri anaerobici metanigeni, che utilizzano i prodotti dello stadio precedente per produrre anidride carbonica, metano, acqua con rilascio in parte di energia termica. Il processo metanigeno ha una velocità inferiore rispetto agli altri. I batteri metanigeni utilizzano i prodotti della fase acetogenica, ad esempio: a partire da idrogeno: 4H 2 + CO 2 CH 4 + 2H 2 O (1) a partire da acido aceticoCH 3 COOH CH 4 + CO 2 (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 lattività dei metanigeni stessi, fino a diventare tossica. FASE METANIGENA DECOMPOSIZIONE ANAEROBICA

14 Caratterizzazione del BIOGAS durata estesa Poiché la fase metanigena, che ha una durata estesa rispetto le altre, è da considerarsi quella più significativa ai fini di studio, anche per limportate valenza energetica che assume. La composizione del gas emesso durante la fase stabile di metanogenesi è valutabile pari a (Gandolla et al.): – CH445%-65% vol – CO265%-45% vol – H20%vol(20%-30% valore anomalo) – O20%vol(max 20% valore anomalo) – N210-0% vol(max 80% valore anomalo) – H2Stracce – H2O2-5% vol lossigeno e lazoto non sono generati dalla degradazione composti in tracce alcuni dei quali pericolosi I valori fra parentesi sono anomali, lidrogeno può prodursi solo immediatamente dopo il deposito dei rifiuti e per un periodo di tempo molto limitato, lossigeno e lazoto non sono generati dalla degradazione, bensì possono derivare da infiltrazioni daria allinterno della massa dei rifiuti. Nel biogas sono presenti altri composti in tracce alcuni dei quali pericolosi o comunque arrecanti impatti sullambiente. 14

15 Caratterizzazione del BIOGAS 15

16 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. 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. 16 t/anno Composizione rifiuto Conferimenti annui INPUT

17 La previsione produttiva 17 Chiusura nel 2013 POST-MORTEM Gestione

18 18 La previsione produttiva

19 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

20 Elementi costruttivi del sistema di captazione 20 Le discariche che accettano rifiuti biodegradabili devono essere dotati di impianti per l'estrazione dei gas che garantiscano la massima efficienza di captazione e il conseguente utilizzo energetico (D. Lgs. 36/2003). Gli obiettivi del sistema di captazione, trattamento/utilizzo sono: - garantire la sicurezza allinterno 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 dellimpianto 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 dellinfiammabilità della miscela costituente il biogas e la prevenzione di meccanismi di migrazione e di accumulo del biogas. Il biogas può trovarsi nellintervallo di infiammabilità a seguito di uneccessiva aspirazione o allaccumulo 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

21 ELEMENTI COSTITUTIVI 21

22 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

23 Pozzi di biogas REALIZZATI A DISCARICA COMPLETATA (PER LOTTI - ESAURITA) O IN FASE GESTIONALE - TIPOLOGIA: verticali orizzontali (trincee) 23

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25 25 Geotessile filtrante Ghiaia 40/60 Geomembrana HDPE 2mm Tubo fessurato HDPE Ø 110 mm di captazione del biogas Tubo fessurato PVC Ø 75 mm per reiniezione percolato Dreni di estrazione di biogas

26 Stazioni di regolazione e linee di trasporto Linee di trasporto LINEE SECONDARIE: tra pozzi e stazioni di regolazione LINEE PRINCIPALI: tra stazioni di regolazione e centrale di estrazione COMPONENTI E ACCESSORI: 1.teste di pozzo 2.separatori di condensa 3. valvole di intercettazione LAY-OUT: in serie in parallelo 26 Stazioni di Regolazione CONTENGONO: I terminali delle linee dei pozzi I separatori di condensa Le valvole di intercettazione Le valvole di regolazione (Manuali o Automatiche) Il sistema di campionamento del gas

27 Configurazione finale: 119 pozzi di biogas R=20 m 35 pozzi di percolato MotoriTorce Stazioni di regolazione e linee di trasporto

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29 La centrale di estrazione e controllo NECESSITA DELLESTRAZIONE FORZATA PER OTTENERE RAGGI DI INFLUENZA DI 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 DELLIMPIANTO POSSIBILITA DI PILOTARE LESTRAZIONE POZZO PER POZZO POSSIBILITA DI INSERIRE BLOCCHI DI SICUREZZA POSSIBILITA DI GESTIRE AUTONOMAMENTE SITUAZIONI DIVERSE (POZZI PERIFERICI E CENTRALI, LOTTI VECCHI E NUOVI) 29

30 SOFFIANTI 30

31 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

32 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

33 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

34 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 DELLIMPIANTO 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

35 RECUPERO ENERGETICO 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 In particolare ….

36 Reazioni di combustione e processi termodinamici 36 Parametri chimico fisici del Metano Il processo di combustione del metano però può essere descritto semplicemente con la seguente reazione: Per ottenere la completa ossidazione del metano sono necessari diversi passaggi attraverso i quali H 2, CO e H 2 CO 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, così da avere nel gas esausto solo elementi quali CO 2, HCl, HF, SO 2, e H 2 O.

37 37 Biogas come combustibile caratteristiche che si adattano allimpiego Se il trattamento del biogas implica un recupero energetico il combustibile deve avere le caratteristiche che si adattano allimpiego. MCI. Nella quasi totalità dei casi per la valorizzazione energetica del biogas sono utilizzati MCI. le specifiche del costruttore MCI controllo periodico dei parametri. Per limpiego come carburante è necessario dei prettrattamenti, e il controllo periodico dei parametri. Le richieste del costruttore sono in merito a: 1.Potere calorifico Minore maggiore la quantità di volume maggiori 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 indicano i limiti di concentrazione dei gas aggressivi per % di CH4). Con basso potere colorifico è necessario alzare la pressione del gas in input al motore con conseguente aumento dei gas incombusti. La massima variazione del range di funzionamento della % di metano è 45%±15%. NB

38 38 Le richieste del costruttore di MCI 1/2 2.La concentrazione dei composti dello zolfo 2.La concentrazione dei composti dello zolfo: sono altamente corrosivi specialmente in presenza di acqua e umidità. Questi composti possono causare lusura dei pistoni e dei cilindri.Lo zolfo tende ad accumularsi anche nellolio lubrificante del motore, obbligando a manutenzioni frequenti. Per limitare le concentrazioni di H2S è necessario ostacolare la vita dei batteri solfato riduttori, e limitare lentrata in discarica di prodotti o terreni contenenti gesso, oltre che dei reflui da trattamenti di desolforazione. 3.La concentrazione dei composti alogenati HCl e HF 3.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 lolio. I più comuni fluorurati specie nel gas di discarica sono i clorofluorocarburi (CFC), che sono stati ampiamente utilizzati come refrigeranti e propellenti.

39 39 Le richieste del costruttore 2/2 4.La concentrazione di ammoniaca alte concentazioni di NOx 4.La concentrazione di ammoniaca: la presenza dellammoniaca porta dopo la combustione ad alte concentazioni di NOx, che può reagire e formare altri ossidi pericolosi in atmosfera. 5.La concentrazione dei composti del silicio 5.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. 6.Polveri: 6.Polveri: per evitare fenomeni di usura è necessario eliminare le polveri tramite meccanismi quali cicloni e filtri. 7.Cambi dellolio 7.Cambi dellolio: la combustione in presenza di composti del silicio del Cl e del F, portano ad alterare la funzione dellolio 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.

40 40 Accorgimenti…. Rimuovere lumidità 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 lassenza di riflussi del gas.

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43 43 Schema dei trattamenti monte-valle Alcuni sono facoltativi e vanno considerati nellanalisi dei costi …

44 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.: ore pari a 10 anni). 44 Dimensionamento gruppo Motori I principali dati necessari al dimensionamento del gruppo motori:

45 Il rendimento aumenta su taglie grandi Schede tecniche MCI 45 Potere calorifico inferiore del gas (PCI) kWh/Nm³6,40 Dati con:Pieno caricoCarico parziale 100%75%50% Quantità di gasNm³/h Potenza meccanica kW Potenza elettricakW el ~ OliokW Consumo specifico del motore kWh/kWh2,502,572,71 Consumo olio motore cakg/h0,19~~ Rendimento elettrico %38,7%37,6%35,4%

46 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 lenergia elettrica prodotta da un dato motore, ottenibile dalla seguente formula: EE è lenergia elettrica prodotta dal motore [kW]; η el è il rendimento elettrico del motore; Q biogas è la portata di biogas captata dalla rete estrazione [Nm 3 /h]; PCI biogas è il potere calorifico inferiore del biogas [kWh/m 3 ]. Il PCI del biogas è stato calcolato considerando il PCI del metano una volta nota la percentuale di metano presente nel biogas utilizzando la seguente equazione: Ogni motore ha un suo costo di acquisto (motore + optional), un consumo di olio, un costo di manutenzione ed un costo di funzionamento. 46 Dimensionamento gruppo Motori Da modello teorico

47 Il listino prezzi della Jenbacher indica i costi di acquisto dei motori e delle componenti opzionali che verranno coperti dallazienda entro n anni (nel nostro caso 10 anni) dalla consegna dei motori con un costo di ammortamento finale per ciascun motore calcolabile con la seguente formula: Dove: n = anni utili per lammortamento; T = tasso di interesse pari al 65 %; C motore = costo del singolo motore e delle componenti opzionali []; C = costo annuo di ammortamento in n anni [/anno]. 47 Dimensionamento gruppo Motori

48 può essere calcolato il coefficiente di utilizzo U i [%] per ogni motore come il rapporto tra lenergia termica del biogas disponibile come media oraria [Nmc/h] in ingresso in riferimento allanno i-esimo e lenergia termica richiesta dal motore al funzionamento nominale Il coefficiente di utilizzo permette al contempo di verificare che il motore considerato sia in grado di lavorare con lenergia termica in ingresso e di determinare il numero di motori che possono essere impiegati nellanno i-esimo per sfruttare al meglio la portata di biogas in ingresso. Noto il numero di motori allanno 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 dellefficienza e della potenza elettrica è possibile ricavare lenergia elettrica prodotta annualmente da ciascun motore espressa in kWh. Si potrebbe verificare che la portata in ingresso di biogas non sia completamente utilizzata, quindi si riesegue il calcolo per poter individuare se la portata residua può essere utilizzata da altri motori da combinare con quelli precedentemente scelti. 48 Dimensionamento gruppo Motori

49 Costi MCI 49 JGS 208JGS 212JGS 312JGS 316JGS 320JGS 420 VOCEDESCRIZIONEVer. B kWe511 kWe625 kWe836 kWe kWe kWe Prezzo () IMPORTO TOTALE "SALA MACCHINE" OPZIO NI 3.x EXTRAPREZZO PER INSTALLAZIONE IN ISO CONTAINER 65 dB(A) a 10 m (3) x EXTRAPREZZO PER INSTALLAZIONE IN CONTAINER 3 m 65 dB(A) a 10 m (3) xxCONDIZIONATORE SALA QUADRI CONTAINER CL.AIR. INCLUSO MONTAGGIO IN CANTIERE (4) (5) DOPPIO CATALIZZATORE, COMPRESE CAMERE CATALIZZATORE (6) (7) x EXTRAPREZZO PER SISTEMA DI RECUPERO TERMICO DAL BLOCCO MOTORE (8) xxVALVOLE DI BY-PASS GAS DI SCARICO (9) xxxSISTEMA DI RECUPERO TERMICO DAI FUMI (10) Costi Riferiti al

50 Fin dal 1992 le aziende produttrici di EE da fonte rinnovabile avevano delle agevolazioni riguardanti il prezzo dellenergia elettrica venduta al gestore. Infatti, dopo lintroduzione di incentivi tariffari a favore delle fonti energetiche rinnovabili tramite i cd. Cip 6/92 lENEL doveva acquistare lenergia prodotta da impianti rinnovabili ad un sovrapprezzo, fissato dal Comitato interministeriale prezzi. In Italia lincentivazione delle energie rinnovabili avviene attraverso lo strumento dei certificati verdi, più compatibili con il mutato quadro del mercato liberalizzato dellenergia 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 lenergia elettrica che è di circa 5 cent/kWh Dunque il prezzo di vendita dellenergia elettrica prodotta è di 13 cent/kWh (DATI 2003). 50 Incentivazioni – Breve storia QUANTO COSTA IL KW/h ceduto?

51 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 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 lobbligo di immettere una quota di energia elettrica prodotta da impianti ad energie rinnovabili del 2%, a decorrere dallanno 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 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 allapposito 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

52 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).GSECertificati Verdi L'importo comunicato è pari a 112,88 / MWh ed è stato ottenuto, eseguendo la differenza tra i due valori seguenti.importo comunicato 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.Delibera AEGG n. 24/08 Quindi, riassumendo: 180, ,12 = 112,88. Si riporta la legge finanziaria art A partire dal 2008, i certificati verdi, ai fini del soddisfacimento della quota dobbligo di cui allarticolo 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 nellambito di intese di filiera o contratti quadro oppure di filiere corte. 52

53 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 dellenergia 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

54 …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 alleffetto serra. Lutilizzo 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 dellimpianto 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 CO 2. Grazie alla produzione di energia elettrica si ha una riduzione delle emissioni di CO 2, infatti, con riferimento alla situazione italiana, per ogni kWh di energia elettrica prodotta è stata stimata una riduzione di 0,551 kg di CO 2 (Rapporto Enel, 1999). La stima delle emissioni effettuata è calcolata come:

55 …e la CO2 evitata? Il biogas captato viene quindi mandato allimpianto 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 dellimpianto si avrà un utilizzo del biogas; per i quattro scenari la quantità di emissioni provenienti dalla combustione del biogas è ottenuta dalla seguente equazione: Le emissioni evitate con la produzione di energia elettrica sono 0,551 kg di CO 2 per kWh prodotto (GHE evitate ). In base a queste considerazioni le emissioni in atmosfera totali, possono essere calcolate come:


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