PROGETTO PRELIMINARE: Dimensionamento impianto integrato gassificazione digestione anaerobica sui comuni del Parco Nazionale della Sila

Università degli Studi di Modena e Reggio Emilia Dipartimento di Scienze e Metodi dell Ingegneria PROGRAMMA LIFE + Environment Policy and Governance 2008 LIFE 08 ENV/IT/000388 HYSYDE Reseach Group In collaborazione con: A.L.E.S.S.CO. srl - COSENZA PROGETTO PRELIMINARE: Dimensionamento impianto integrato gassificazione digestione anaerobica sui comuni del Parco Nazionale della Sila 19.01.2012 Via Amendola 2, Pad. Morselli 42122 Reggio Emilia Tel. 0522-522612; Fax 0522-522609

Indice 1 Introduzione... 3 2 Impianto di riferimento analizzato... 3 3 Composizione merceologica dell RSU preso a riferimento per l analisi... 7 4 Strumento di calcolo utilizzato nell analisi: il Biomass Management Tool... 9 5 Dimensionamento dell impianto di riferimento per i casi considerati... 14 6 Conclusioni... 19 7 Bibliografia... 20 Appendice... 21 2

1 Introduzione All interno del progetto europeo LIFE RELS è stato effettuato lo studio di impianti eco compatibili per il recupero energetico da rifiuti come gassificatore e digestore anerobico in contrapposizione alla tecnologia impiantistica della combustione diretta più comunemente utilizzata. Di tali soluzioni impiantistiche sono stati creati i modelli numerici a parametri concentrati e distribuiti per poterne prevedere le prestazioni in termini di recupero energetico, con produzione di energia elettrica e termica, ed emissioni inquinanti. Un volta tarati i modelli numerici sulla base di studi presenti in letteratura e impianti esistenti è stata applicata questa metodologia per studiare e valutare il potenziale recupero energetico dei rifiuti prodotti all interno del Parco Naturale della Sila, quindi in un area verde protetta e soggetta a limiti restrittivi in termini emissioni e smaltimento dei rifiuti. I risultati delle simulazioni numeriche, sono stati utilizzati per il dimensionamento di un impianto integrato gassificatore e digestore, in grado di ottimizzare l efficienza di conversione dell energia globale dell impianto limitando in modo significativo l impatto ambientale. In particolare, oltre all utilizzo del bio-gas e syn-gas prodotti nella digestione anaerobica e nella gassificazione in un motore a combustione interna per la produzione di energia elettrica, è stato valutato sia il completo riutilizzo dell energia termica per il corretto funzionamento dell impianto stesso, sia un impianto di recupero dei fanghi e delle acque di processo in modo da limitare anche il consumo di acqua del sistema. Infine, sono stati valutate diverse taglie dell impianto, in modo da investigare la possibilità di realizzare un impianto unico al servizio dell intero Parco o di più impianti tarati sulle esigenze dei singoli comuni all interno del Parco stesso. 2 Impianto di riferimento analizzato L impianto preso a riferimento per la presente analisi è basato sull integrazione del processo di digestione anaerobica e di gassificazione e sul recupero dei fanghi e delle acque di processo dell impianto stesso. Sono state considerati diverse soluzioni impiantistiche al fine di valutare una configurazione tarate sulle esigenze di un unica isola ecologica al servizio dell intero Parco Nazionale della Sila oppure tarato su singole 3

isole ecologiche per ciascuno dei suoi comuni presenti all interno dei territori del Parco. Obiettivo dell analisi è ottimizzare il recupero energetico, ridurre le emissioni di gas effetto serra e la sostenibilità ambientale in aree sensibili come quelle di Parco di grosse dimensioni. L impianto può ricevere in ingresso la Frazione Organica dei Rifiuti Solidi Urbani (FORSU), fanghi di depurazione, deiezioni animali, la frazione combustibile dei Rifiuti Solidi Urbani(RSU) e biomasse vegetali. Gli output sono il syngas e il biogas utilizzati per alimentare un motore a combustione interna (MCI), con la conseguente produzione di energia elettrica, l energia termica per l auto-sostentamento dell impianto, i fertilizzanti che derivano dalle scorie umide del gassificatore e l acqua distillata ottenuta attraverso un processo di osmosi inversa disidratando i fanghi biologici. Figura 1. Flow chart dell impianto integrato di digestione anaerobica e gassificazione Come si può osservare dal flow chart di Figura 1, dallo schema operativo di Figura 2 e dal diagramma a blocchi dei flussi (Fig. 3), il sistema è composto da 4 macro-fasi: gassificazione, digestione, recupero energetico e osmosi. Dopo un primo pretrattamento, i fanghi da depurazione, la FORSU e le deiezioni animali sono miscelate e caricate all interno di un digestore, dopo circa 26 giorni di reazioni batteriche, i fanghi sono disidratati e successivamente essiccati. La parte secca è convogliata verso il gassificatore mentre la parte liquida può essere utilizzata nel processo per la produzione di acqua distillata. Gli input del gassificatore, oltre ai fanghi essiccati, sono la frazione combustibile degli RSU e, dopo un trattamento di essiccamento, biomasse vegetali. 4

Figura 2. Schema operativo impianto integrato digestione-gassificazione (layout courtesy of SIMAM SpA - Senigallia) Il syngas e il biogas accumulati in un gasometro alimentano un motore a combustione interna. Un alternatore connesso con il MCI produce energia elettrica mentre il calore scambiato ad alta e bassa temperatura è utilizzato in processi che permettono l autosostentamento dell impianto, come il riscaldamento del reattore del digestore oppure l essiccamento dei fanghi. Le acque madri ottenute dai fanghi biologici possono dopo trattamenti di micro, ultra e nano filtrazione e infine osmosi inversa essere convertite in una soluzione ammoniacale e in acqua distillata che è possibile rivendere e contribuire in maniera positiva al bilancio dell impianto. Lo scarto da gassificazione, ovvero le scorie umide, a seconda delle caratteristiche e della tipologia degli input possono essere o utilizzate come fertilizzante oppure smaltite in discarica. 5

Tale sistema può adattarsi a varie taglie impiantistiche e servire dal piccolo paese (escludendo eventualmente alcune componenti dell impianto), al grande comune [1]. Figura 3. Diagramma a blocchi dei flussi dell impianto integrato di digestione anaerobica e gassificazione 6

3 Composizione merceologica dell RSU preso a riferimento per l analisi Come base di partenza per una corretta stima delle dimensioni e caratteristiche dell impianto, l analisi è stata basata sui dati messi a disposizione da ALESSCO [2], relativi ai comuni del Parco Nazionale della Sila e da Lab&Lab, relativi alla composizione dell RSU nella regione Calabria (fonte PRGR2007)[3]. Tabella 1. Dati ALESSCO sull analisi comuni del Parco Nazionale della Sila Comuni Area Parco Media 2005-2006-2007-2008 abitanti ISTAT 100,229 abitanti serviti 89,755 totale RSU (t/anno) 44,999 totale RD (t/anno) 7645 totale R indif. (t/anno) 37,116 produzione procapite (kg/anno) 501 raccolta differenziata (%) 17.0 ingombranti non avviati al recupero (t/anno) 238 Tabella 2. Dati Lab&Lab sulla composizione merceologica percentuale dell RSU nella regione Calabria (fonte PRGR 2007) MERCEOLOGIA Valore medio % Sostanze organiche putrescibili 37.97 Materie plastiche di grosse dimensioni 15.30 Materiali cellulosici di grosse dimensioni 23.33 Materiali vetrosi, ceramiche, pietre 5.89 Materiali tessili e legno 4.67 Metalli 4.21 Sottovaglio 8.49 7

L obiettivo prefissato è quello di tarare questo impianto sulle dimensioni di un isola ecologica capace di trattare 10,000 t/anno. Per la taratura di un impianto di questo genere, una corretta analisi degli input è fondamentale, per tale ragione sono stati ipotizzati 4 differenti scenari di progettazione che possano soddisfare gli input caratteristici stabiliti nel progetto iniziale dell impianto (fanghi di depurazione, deiezioni animali, FORSU, frazione combustibile RSU, biomassa vegetale) come riassunto in tabella 3. Tabella 3. Riassunto scenari di progetto ipotizzati Nello scenario 1 al FORSU sono associate tutte le sostanze organico putrescibili e il 71% del sottovaglio, tale percentuale non è niente di più del contenuto organico che si trova in termini di valori medi nel sottovaglio dell RSU. I fanghi di depurazione sono calcolati facendo la proporzione su dati statistici tra il numero di persone che produce 10,000 t/a di RSU e i fanghi di depurazione prodotti da 10,000 persone/anno. Per questo scenario gli input del gassificatore sono: materiali cellulosici di grosse dimensioni, legname e tessuti, che vengono considerati già secchi ( umidità inferiore al 5%), e infine la parte 8

essiccata dei fanghi. Nello scenario 2 non sono considerati i fanghi di depurazione come input per il reattore di digestione anaerobica. Lo scenario 3 considera un umidità residua dei materiali cellulosici di grosse dimensioni, del legname ed infine dei tessuti superiore al 10% e perciò è necessario sottoporre questi input ad un pre-trattamento di essicazione attraverso il ricircolo dei gas di scarico. In ultimo, nello scenario 4 si presuppone che i materiali cellulosici di grosse dimensioni siano avviati al recupero e perciò non vengono considerati come input per il gassificatore. 4 Strumento di calcolo utilizzato nell analisi: il Biomass Management Tool Al fine di simulare in maniera corretta le prestazioni del digestore e del gassificatore è stato utilizzato il Biomass Management Tool, strumento di simulazione e calcolo creato all interno del laboratorio del HySyDe Research Group,. DISMI Università di Modena e Reggio Emilia. In questo software sono stati integrati i modelli numerici di simulazione creati all interno del progetto RELS in modo tale da poterli utilizzare come strumento per verificare quale sia il modo migliore per il recupero energetico ed al tempo stesso più eco-compatibile le biomasse, e l RSU prodotto nei comuni dei parchi naturali [1]. Il software si rivolge ad utenti che possono essere sia privati che abbiano a disposizione un determinato quantitativo di biomasse da gestire, sia amministrazioni locali che debbano trattare un insieme più complesso di RSU e biomasse. Per alcuni tipi di biomasse è inoltre interessante valutare la differenza di emissioni prodotte con un trattamento specifico della biomassa stessa o con la combustione a cielo aperto. A tal fine, nel codice è stato implementato uno specifico database con indicazioni delle emissioni tipiche di alcune biomasse in caso di combustione dirette a cielo aperto. Gli input di questo modello numerico possono essere di due macrospecie a seconda del livello di dettaglio della composizione della biomassa a disposizione dell utente: CDR o biomasse specifiche. L utente può inserire le singole quantità delle componenti dell RSU 9

ricevute da un isola ecologica in frazioni di massa o in peso effettivo (rifiuti organici da alimentari, carta, plastica, tessuto, legnami, vetro, sottovaglio, metalli, ceneri e roccia). Figura 4. Schema riassuntivo del Biomass Management Tool relativo agli input da CDR; Il tool attraverso apposite schede di valutazione calcola qual è la soluzione impiantistica più adatta (gassificazione, digestione e combustione) a seconda che i rifiuti siano ricevuti tali quali o pretrattati e tenendo conto dei target prefissati dall utente: alta quantità smaltita, elevata potenza motore, elevato rendimento elettrico, elevato rendimento termico, dimensione (kw/m 2 ), contenimento emissioni, contenimento costo stimato, contenimento impatto ambientale e contenimento sottoprodotti riciclabili. Inoltre l utente può valutare le capacità ricettive delle singole tecnologie impiantistiche ripartendo le categorie di rifiuto fra ciascun impianto o anche frazionando una stessa tipologia di rifiuto in quantità differenti tra i diversi impianti [4]. Figura 5. Schema riassuntivo del Biomass Management Tool relativo ai risultati ottenuti dalla matrice di screening Nel caso l utente disponga di un livello più dettagliato della composizione delle biomasse, provenienti da parco naturale, che si intende utilizzare per il recupero 10

energetico, ovvero si conoscano le quantità annue provenienti da scarti forestali, rifiuti zootecnici, sottoprodotti dell agricoltura, rifiuti organici come fanghi di depurazione e scarti da lavorazioni alimentari, tali quantità possono essere inserite direttamente ed si può accedere direttamente ai risultati [5]. Figura 6. Schema riassuntivo del Biomass Management Tool relativo agli input delle biomasse; Per ciascuna tipologia di impianto il tool mette a disposizione una schermata riassuntiva delle grandezze più importanti ai fini di determinarne le prestazioni e l impatto ambientale. Nella schermata di risultati del digestore vengono riassunte le quantità annue in ingresso al reattore. L utente può stabilire un numero di ore annue di esercizio dell impianto. Il modello numerico fornisce come risultato la quantità in Nm 3 del biogas prodotto, la potenza del motore a combustione interna connesso al digestore e la relativa energia elettrica prodotta. Nello schema riassuntivo vengono inoltre calcolati alcuni indici di risparmio energetico come il petrolio risparmiato nella produzione equivalente di energia, le emissioni di CO2 evitate e una stima del numero di abitazioni che possono essere servite dall energia elettrica o termica prodotta da questa tipologia di impianto. Infine il tool calcola le dimensioni e il numero dei reattori necessari alla realizzazione del processo. 11

Figura 7. Schema riassuntivo del Biomass Management Tool dei risultati del modello numerico da digestore; Per quanti riguarda il processo di gassificazione, si possono scegliere anche altri parametri operativi del sistema, quali le ore di utilizzo, il rapporto di equivalenza del gassificatore (maggiore è tale parametro e maggiore è la produzione di syngas) e infine il valore di umidità iniziale della biomassa (parametro che va a incidere sul processo iniziale di essiccamento [6]). Figura 8. Schema riassuntivo del Biomass Management Tool relativo alla scelta parametri tecnici per la simulazione del gassificatore Un volta stabilite queste specifiche tecniche il programma fornisce una tabella riassuntiva dei risultati pertinenti a ciascun livello di umidità. Nei risultati, oltre ad essere forniti gli indici di risparmio energetico e relativi alle emissioni inquinanti così come già visti anche nel digestore, vengono calcolate le 12

caratteristiche del syngas prodotto in termini di resa, LHV, portata, composizione (CO2, CO, H2, CH4, N2, H2O e SO2), e temperatura di equilibrio della reazione all interno del gassificatore [7]. Infine vengono riassunti i principali indici prestazionali del motore a combustione interna ad esso connesso e ovviamente la potenza effettiva del motore e la resa in termini di energia elettrica prodotta [8]. Figura 9. Schema riassuntivo del Biomass Management Tool relativo ai risultati del modello numerico del gassificatore Come menzionato precedentemente, al fine di confrontare l impatto ambientale di un sistema di gassificazione o digestione con una soluzione di combustione diretta a cielo aperto, nel biomass management tool è stato inserito uno modello per la valutazione della combustione open burning [9]. Nel tool sono riportati, infatti, i principali inquinanti che una combustione all aria aperta comporterebbe rispetto allo smaltimento controllato attraverso uno tra gli impianti simulati nel tool. I principali prodotti nocivi stimati dal modello numerico sono CO, SO2, PM, NO, TOC da metano e TOC non da metano [10]. 13

Figura 10. Schema riassuntivo del Biomass Management Tool relativo ai risultati dell open-burning 5 Dimensionamento dell impianto di riferimento per i casi considerati Le simulazioni dei differenti scenari sono state effettuate inizialmente su una quantità in ingresso di 10,000 t/anno e tarati su una quantità di abitanti equivalente pari a circa 19,946. Tabella 4. Riepilogo dati utilizzati per 10,000 t/anno di RSU Tabella 5. Portate di rifiuti disponibili giornalmente e frazioni utilizzabili 14

Attualmente la raccolta differenziata è stimata attorno al 17%, il che equivale a processare circa 1,700 t/anno di RSU ripartiti come da Tabella 5. Come spiegato in precedenza e riassunto in Tabella5, le sostanze organiche putrescibili e il 71% del sottovaglio sono gli input esterni del digestore mentre i materiali cellulosici di grosse dimensioni, il legno ed i tessili sono gli input esterni del gassificatore. Tabella 6. Risultati Biomass Management tool per 10,000 t/anno di RSU Come si può osservare dai risultati riassunti in Tabella 6, la taglia, in termini di potenza elettrica prodotta dal generatore collegato al MCI dell impianto, cala all aumentare del numero dello scenario. Dallo scenario 2 in poi, le dimensioni del digestore rimangono le medesime poiché gli input di tale impianto non variano una volta che sono stati esclusi i fanghi di depurazione; la variazione della taglia diventa perciò una diretta conseguenza della variazione degli input del gassificatore. Per ragioni legislative se gli input dell impianto, come in questo caso, rientrano nella categoria rifiuti, le scorie umide non possono essere riutilizzate, una volta stabilizzate, come fertilizzante, ma possono solo essere smaltite in discarica. Un altro panorama preso in considerazione è quello di dimensionare l impianto per un isola ecologica in grado di servire l intero Parco Nazionale considerando 10,000 t/anno di Rifiuti Differenziati (RD) e prevedendo quindi un aumento della raccolta differenziata, in linea con quanto richiesto dalla comunità europea, pari a circa il 22-23%. Le quantità di rifiuti da trattare con l impianto in esame diventano quindi quelle riassunte nella tabella 7. 15

Tabella 7. Portate di rifiuti disponibili giornalmente e frazioni utilizzabili per 10,000 t/anno di RD Come si può notare le tonnellate al giorno dei rifiuti in ingresso sono circa sei volte superiori rispetto al caso precedente e di conseguenza anche le dimensioni dell impianto integrato risultante aumentano in modo proporzionale. Tabella 8. Risultati del Biomass Management tool per 10,000 t/anno di RSU Un impianto di grosse dimensioni per il recupero energetico viene considerato spesso ad alto impatto ambientale e ancora di più se viene collocato all interno di un parco naturale. Per tale ragione si è pensato comunque di considerare 10,000 t/anno di rifiuti differenziati da trattare, ma si è verificata l ipotesi di suddividere l impianto unico integrato per tutto il Parco Nazionale della Sila in tanti piccoli impianti dimensionati in base alle necessità dei singoli comuni, i quali possono avere dimensioni ridotte quantificabili con le dimensioni standard di un isola ecologica e riducendone notevolmente l impatto ambientale. 16

Tabella 9 Rifiuti differenziati per Isola Ecologica ripartiti sugli abitanti dei Comuni del Parco Nazionale della Sila Figura 11. Grafico riassuntivo ripartizione RD attraverso sulla base del numero di abitanti dei comuni del Parco Nazionale della Sila; Come prima valutazione sono state ripartite le 10,000 t/anno in base alla popolazione dei singoli comuni. In una seconda fase tali impianti vengono dimensionali sulle effettive quantità di rifiuto prodotte in ciascun comune inviate ad un isola ecologica. I risultati sono molto simili a quelli visti in precedenza in termini di andamenti, ma come si può osservare in tutti e 4 gli scenari c è molta diversità tra comune e comune, infatti si può notare come per tre comuni con un elevata popolazione come San Giovanni in Fiore, Acri e Corigliano Calabro si possa prevedere un isola ecologica all interno del territorio di ciascun comune. Altri comuni invece come Serra Pedace e Bocchigliero hanno una popolazione ridotta e una conseguente produzione di rifiuti limitata; pertanto in questi comuni è prevedibile un accorpamento delle isole ecologiche fra comuni limitrofi. 17

Figura 12 Potenza elettrica prodotta dall impianto integrato per ciascun comune al variare dello scenario sinistra) scenario 1, destra) scenario 2 Figura 13. Potenza elettrica prodotta dall impianto integrato per ciascun comune al variare dello scenario sinistra) scenario 3, destra) scenario 4 I risultati in termini di produzione elettrica da generatore a MCI funzionante il syngas ed il biogas prodotti dall impianto integrato e le dimensioni dei digestori sono riassunti in Appendice. Per stimare in maniera più accurate le prestazione e l impatto ambientale degli impianti nei diversi scenari analizzati è necessario disporre di un maggior livello di dettaglio delle caratteristiche chimico fisico del sottovaglio, delle sostanze organiche putrescibili, dei tessili e dei legnami. Queste macrocategorie, infatti, variano in modo significativo a seconda dell area che si prende in considerazione e hanno anche caratteristiche 18

decisamente eterogenee. In funzione del territorio dove si pensa di costruire gli impianti integrati di gassificazione e digestione si possono trattare anche scarti da lavorazioni nell industria della silvicoltura o liquami e deiezioni animali provenienti dalle attività zootecniche effettuate all interno del Parco, rendendo più completo il trattamento dei rifiuto in tale zone e riducendone l impatto ambientale. 6 Conclusioni La presente relazione descrive la procedura utilizzata per dimensionare un impianto integrato di gassificazione e digestione anaerobica per il trattamento dei rifiuti relativi al Parco Nazionale della Sila. Tale procedura si basa sui modelli numerici per la simulazione della gassificazione e della digestione anaerobica sviluppati internamente da HySyDe Research Group, DISMI - Università di Modena e Reggio Emilia e implementati nell applicativo Biomass Management Tool. Mediante il software di simulazione sono state considerate diverse scenari sulla base della composizione merceologica dei rifiuti del Parco e della popolazione dei comuni ad esso appartenenti. I risultati hanno dimostrato che è possibile utilizzare un unico impianto integrato di gassificazione e digestione per smaltire i rifiuti di una singola isola ecologica atta a raccogliere tutti i rifiuti differenziati dei comuni del Parco o più impianti integrati dimensionati per trattare i rifiuti di un sola ecologica per ciascuno dei singoli comuni del Parco. Nel primo caso la taglia complessiva dell impianto è di circa 1 MW in termini di potenza elettrica, mentre nel caso di impianti dimensionati sull isola ecologica dei singoli comuni le taglie variano da alcuni kw a circa 100 kw. 19

7 Bibliografia [1] Kayhanian, M., Tchobanoglous, G., Brown, R.C., Biomass conversion Process for energy recovery, Handbook of Energy Conservation and Renewable Energy, CRC Press Taylor & Francis Group, 2007. [2] ALESSCO, Analisi del contesto territoriale e proposta di impianto, Progetto LIFE Rels. [3] Lab&Lab, Ricerca ed analisi dello stato di gestione dei rifiuti nelle aree di parco, azione a2.1 parte 2, pp.19-21, Progetto LIFE Rels. [4] Chandler, J. A., Jewell, W.J., Gosset, J.M., Vansoest, P. J., Robertson, B.J., Predicting methane fermentation biodegradability, Biotechnology and Bioengineering Symposium, Vol. 10, pp. 93-107, 1980. [5] Biswas, J., Chowdhury, R., Bhattafcharya, P., Mathematical modeling for the prediction of biogas generation characteristics of an anaerobic digester based on food vegetable residues, Biomass & Energy, Vol. 32, pp. 80-86, 2007. [6] Caton, P.A., Carr, M. A., Kim, S.S., Beautyam,M.J., Energy recovery from waste food by combustion or gasification with the potential for regenerative dehydratation: A case study, Energy Conversion ad Management, Vol. 51, pp.1157-1169, 2010. [7] Zainal, Z.A., Ali, R., Lean, C.H., Seetharamu, K.N., Prediction of performance of a downdraft gasifier using equilibrium modeling for different biomass materials, Energy Conversion ad Management, pp. 1499-1515, 2001 [8] Tinaut, F.V., Melgar, A., Horillo, A., Diez de la Rosa, A., Method for predicting the performance of an internal combustion engine fuelled by producer gas and other low heating value gases, Fuel Processing Technology, Vol. 87, pp. 135-142, 2006. [9]Estrellan, C.R., Iino, F., Toxic emission from open burning, Chemosphere, Vol. 80, pp. 193-207, 2010. [10] Lemieux,P.M., Lutesb, C.C., Santoianni, D.A., Emissions of organic air toxics from open burning: a comprehensive review, Progress in Energy and Combustion Science, Vol. 30, pp.1-32, 2004. 20

Appendice Figura 14. Potenza elettrica prodotta dal syngas per ciascun comune al variare dello scenario sinistra) scenario 1, destra) scenario 2 b) Figura 15. Potenza elettrica prodotta dal syngas per ciascun comune al variare dello scenario sinistra) scenario 3, destra) scenario 4 Figura 16 kwel prodotti dal biogas per ciascun comune al variare dello scenario: sinistra) scenario 1, destra) scenario 2, 3 e 4 Figura 17 Volume digestore anaerobico dell impianto per ciascun comune al variare dello scenario sinistra) scenario 1, destra) scenario 2, 3 e 4; 21