Tecnologie e sistemi di conversione del biogas in biometano. Stefano CERNUSCHI, Giovanna RIPAMONTI DIIAR Sezione Ambientale

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1 Tecnologie e sistemi di conversione del biogas in biometano Stefano CERNUSCHI, Giovanna RIPAMONTI Sezione Ambientale

2 Generalità 2

3 Generalità Caratteristiche di biogas grezzo e gas naturale Parametri Biogas da discarica Biogas da digestione anaerobica Gas naturale del Mare del Nord Specifiche gas naturale rete Snam Potere calorifico inferiore (MJ/m 3 n ) ,3 Indice di Wobbe superiore (MJ/m n 3) ,9-55,2 Metano (% vol) 45 (35-65) 63 (53-70) 87 - Anidride carbonica (% vol) 40 (15-50) 47 (30-47) 1,2 3 Azoto (% vol) 15 (5-40) 0,2 0,3 - Ossigeno (% vol) 1 (0-5) 0 0 0,6 Idrogeno solforato (ppm) <100 <1000 1,5 (1-2) 4,6 Ammoniaca (ppm) 5 < Cloro totale (mg Cl/m n 3) Caratteristiche richieste al biometano per l immissione l in rete Parametri Germania Francia Svizzera Svezia Austria Olanda rete-l rete-h rete-l rete-h Indice Wobbe sup. (MJ/m 3 n ) 37,8-46,8 46,1-56,5 42,5-46,8 48,2-56,5 47,7-56,5 43,46-44,41 Metano (% vol) > > 80 CO 2 (% vol) 6 < 2 < 6 < 5 (CO 2 +O 2 +N 2 ) 2 Ossigeno (% vol) 3 < 0,01 <0,5 0,5 < 0,5 Idrogeno (% vol) 5 < 6 <5 4 < 12 T di rugiada ( C) < T amb < -5 < T amb -5 <-8 (40 bar) -10 Idrogeno solforato (mg/m 3 ) n < 30 S tot < 100 S tot < 3,6 ppm < 23 (S tot ) Zolfo totale (mg/m 3 n ) < 30 < 100 < 30 < 23 5 < 45 Fonte: IEA Task 24 e IEA Task 37 3

4 Esigenze di trattamento Depurazione rimozione H 2 S rimozione umidità rimozione polveri Raffinazione (upgrading) rimozione CO 2 Condizionamento finale odorizzazione correzione PCI (GPL, propano,...) Biogas grezzo Desolforazione Deumidificazione Raffinazione (upgrading) CH 4 = 90-99% miglioramento dei parametri di combustione (Indice di Wobbe, PCI) Odorizzazione/ compressione Biometano in rete 4

5 Tecnologie di depurazione Desolforazione Controllo in fase di digestione ossidazione biologica (H2S S SO4) immissione controllata aria precipitazione chimica dosaggio FeCl3 5

6 Tecnologie di depurazione Desolforazione Rimozione dal biogas grezzo conversione chimica con ossidi di ferro (Fe 2 O 3 ) rimozione: Fe 2 O 3 + 3H 2 S Fe 2 S + 3H 3 2 O rigenerazione: Fe 2 S + 3/2O 3 2 Fe 2 O 3 + 3S adsorbimento su carboni attivi impregnati con ossidanti (KI, KCO 3, ZnO) conversione catalizzata a S (a perdere) 2H 2 S + O 2 1/4S + 2H 8 2 O rimozione biologica (biofiltrazione) assorbimento fisico (lavaggio con acqua o PoliEtilenGlicole) 6

7 Tecnologie di depurazione Deumidificazione raffreddamento/compressione e rimozione condense adsorbimento (gel di silice, ossidi di alluminio, ossidi di magnesio) assorbimento con solventi dedicati (glicole, sali igroscopici) Depolverazione rimozione contestuale a quella di altre componenti Rimozione ammoniaca rimozioni contestuali nella deumidificazione per raffreddamento e in alcuni processi di raffinazione biogas ottenuto da DA di biomasse e/o residui agricoli non richiede di norma trattamenti di depurazione dedicati Rimozione altri inquinanti in traccia biogas da DA di biomasse, residui agricoli e liquami da allevamento è di norma privo di componenti tipiche (idrocarburi alogenati e non, silossani) prodotte da DA di altri substrati (rifiuti, fanghi civili e/o industriali). 7

8 Tecnologie di raffinazione Fase principale del processo di trasformazione del biogas in biometano configurazione complessiva linea di trattamento Alternative tecnologiche Assorbimento fisico acqua (water scrubbing) solventi dedicati: PEG - PoliEtilenGlicole Assorbimento chimico con soluzioni di ammine Adsorbimento (PSA - pressure swing adsorption) Processi a membrana Trattamenti criogenici 8

9 Processi di raffinazione Lavaggio con acqua Assorbimento fisico in colonna con rimozione contestuale CO 2 e H 2 S Possibilità di rigenerazione dell acqua di processo Biometano > 97% CH 4 Perdite di metano < 2-3% Esigenze di essiccamento - desolforazione gas prodotto Fonte: Electrigaz Tech. Inc Feasibility study-final report Vantaggi - Rimozione contestuale CO 2, H 2 S, polveri - Flessibilità e semplicità impiantistica - No riscaldamento - No sostanze chimiche - Diffusione commerciale Svantaggi - Consumi energetici per compressione biogas in ingresso alla colonna di lavaggio (7-10 bar) - Consumi energetici per rigenerazione H 2 O processo - Produzione di acque reflue - Esigenze trattamento residui gassosi (H 2 S gas di coda) 9

10 Processi di raffinazione Biometano Lavaggio con acqua Essiccamento biometano Gas di coda Biofiltro Raffreddamento ricircolo Torre di lavaggio Torre di strippaggio Compressione Raffreddamento Compressione Raffreddamento Aria Biogas Essiccamento Essiccamento Colonna espansione Acqua reintegro Condensato Condensato Spurgo liquido 10

11 Processi di raffinazione Lavaggio con solventi Miscele organiche a base di glicoli 11

12 Processi di raffinazione Lavaggio con solventi Assorbimento fisico con solventi dedicati per rimozione CO 2 Rigenerazione della soluzione assorbente (calore) Esigenze pretrattamenti di rimozione H 2 S ed umidità (affinità solvente) T = C Biometano > 96% CH 4 Perdite di metano 2-4% Esigenze di deumidificazione gas prodotto Vantaggi - Impianti compatti - No consumi d acqua - Rigenerazione soluzione solvente Svantaggi Fonte: HAASE Energieteknik - Necessità di pre-trattamenti e post-trattamenti - Utilizzo sostanze chimiche - Consumi energetici per rigenerazione solvente e compressione gas ingresso alla colonna di lavaggio 12

13 Processi di raffinazione Assorbimento chimico (ammine: MEA, DMEA,...) Lavaggio in colonna con soluzioni di ammine Rigenerazione della soluzione esausta (calore) Esigenze pretrattamento di rimozione H 2 S ed umidità Biometano > 99% CH 4 Perdite di metano ca. 0.1% Esigenze deumidificazione gas prodotto Vantaggi - Impianti compatti - No consumi d acqua - Rigenerazione soluzione chimica - Perdite di metano contenute - Ottima qualità del biometano - Assorbimento a P atm Fonte: Svantaggi - Necessità pre-trattamenti biogas - Consumi energetici per rigenerazione soluzione (T=160 C, p=4-5 bar) - Utilizzo sostanze chimiche 13

14 Processi di raffinazione Raffreddamento Essiccamento Biometano Compressione Assorbimento chimico (ammine) Solvente rigenerato Assorbimento Biogas Riscaldamento Pretrattamento Essiccamento Solvente esausto Gas di coda Raffreddamento Scambiatore Pompa Rigenerazione solvente Torre di lavaggio Rigenerazione Rimozione H 2 S Preessiccamento Assorbimento Essiccamento finale Rigenerazione solvente Fonte: MT Energie 14

15 Processi di raffinazione Adsorbimento (PSA) Adsorbimento in P (4-7 bar) su carboni attivi Rigenerazione con depressurizzazione (2 stadi) Esigenze pretrattamento di rimozione H 2 S ed umidità Biometano > 96% CH 4 Perdite di metano: 2-5% (configurazioni innovative < 1,3%) Componenti Carbone attivo granulare Biogas grezzo biometano Colonna di adsorbimento Vantaggi - No consumi d acqua e reagenti chimici - No consumi di energia termica - Tolleranza a possibili contaminanti nel biogas grezzo - Rimozione contestuale di O 2 e N 2 - Biometano secco in uscita - Diffusione commerciale Svantaggi - Necessità di pretrattamenti biogas - Consumi energetici di processo - Colonne in parallelo: complessità operative e gestionale 15

16 Processi di raffinazione Adsorbimento (PSA) 16

17 Processi di raffinazione Processi a membrana Rimozione con membrane semipermeabili Trattamenti a bassa (8-10 bar) o alta pressione ( 20 bar: più sviluppata) Biometano > 90% CH 4 Perdite di metano < 10% Possibilità utilizzo del permeato in sistemi di recupero energetico Vantaggi - No consumi d acqua ne di reagenti chimici - Possibilità rimozione contestuale H 2 S, CO 2 - Tecnologia semplice e compatta Svantaggi - Necessità pretrattamenti biogas - Costi di investimento - Consumi energetici (alte pressioni) - Perdite di metano (<10%) - Tecnologia in fase di sviluppo 17

18 Processi di raffinazione Processi criogenici Separazione CO 2 per raffreddamento/condensazione (fase liquida) Compressione e raffreddamento multistadio (T= -80 C, P=18-25 bar) Esigenze pretrattamenti di rimozione H 2 S Biometano > 98% CH 4 Perdite di metano: 0,5% Vantaggi - Possibilità recupero CO 2 - Assenza consumi di acqua o reagenti chimici - Impianto compatto Svantaggi - Necessità pretrattamenti - Consumi energetici elevati - Complessità impiantistica e di processo - Elevati costi di investimento - Tecnologia sperimentale in fase di sviluppo 18

19 Condizionamento finale Rilevamento continuo PCI Correzione (GPL, propano,..) 19

20 Considerazioni comparative Parametri più significativi nella valutazione comparativa delle alternative tecnologiche applicabili Perdite di metano del processo Consumi energetici (calore/elettricità) Complessità impiantistica e di gestione Costi di investimento e gestione Potenzialità applicativa Diffusione commerciale 20

21 Considerazioni comparative Lavaggio con acqua Lavaggio con solventi Lavaggio con ammine PSA Processi a membrane Processi criogenici % CH 4 biometano >97 >96 >99 > >98 Perdite CH 4 % < <0, <10 0,5 Consumo energia (kwh/m 3 biogas grezzo Complessità impianto Diffusione commerciale biogas grezzo ) 0,25/0,29 <0,33 <0,12-0,15 0,15 0,25-0,30 0,30 0,20 0,18-0,25 0,25 no si si Utilizzo reagenti no si si no Necessità pretrattamenti Rimozione contestuale si no no (AP) si (BP) no si si si si si si no no no si no si no Separazione CO 2 pura no no no no no si 21

22 Perdite di metano Fughe di CH 4 nei residui gassosi del trattamento ( off gas ) bilancio ambientale Lavaggio con acqua Lavaggio con solventi (PEG) Lavaggio con ammine PSA Membrane Criogenico Perdite CH 4 (%) < < 0, <10 0,5 recupero energetico off gas aria combustione caldaie produzione calore per fabbisogno termico trattamento anaerobico post-trattamento depurativo rimozione CH 4 Perdite gas naturale da reti di trasporto/distribuzione 3,2% (EPA, 2008) 22

23 Diffusione commerciale Membrane 4 Altro 6 Lavaggio con acqua 14 Lavaggio con solventi 4 PSA 24 Lavaggio con ammine 18 Fonte: Biogaspartner

24 Costi di investimento 6000 Costo investimento ( /m n 3 /h) ,5-3 milioni WLavaggio acqua PSA ALavaggio ammine PSA ALavaggio ammine Vari Potenzialità impianto (m n3 /h biogas grezzo) 24

25 Costi di esercizio Potenzialità impianto (m n3 /h biogas grezzo) - Costi variabili nell intervallo cent/kwh (10-28 cent/m 3 n biometano) per impianti di potenzialità m 3 n/h - Costi confrontabili - Effetto scala 25

26 Costi di esercizio costi esercizio- voci 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% manutenzione personale Tratt. termico off-gas risorse calore elettricità 10% 0% WS1 PSA1 PSA2 AW1 AW2 Lavaggio acqua PSA Lavaggio ammine 26

27 Situazione europea Germania Biogas prodotto prevalentemente da AD di residui agricoli/colture dedicate Tecniche di raffinazione: PSA, lavaggio fisico e chimico con solvente Utilizzo locale in sistemi CHP o immissione in rete come biometano Svezia Biogas prodotto prevalentemente da DA di fanghi da impianti trattamento acque Tecniche di raffinazione: lavaggio fisico con acqua Utilizzo locale in sistemi CHP o come carburante per veicoli ISET

28 Conclusioni Possibilità di ottenere biometano di qualità compatibile con l immissione in rete dimostrata alla scala commerciale per tutte le potenzialità di interesse Alternative tecnologiche attuali assorbimento (acqua, ammine) adsorbimento prospettive membrane criogenici Configurazioni impiantistiche ottimizzazione prestazioni energetiche minimizzazione perdite metano Aspetti economici costi confrontabili effetto scala 28