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Efficientamento energetico degli impianti di pubblica utilità:
il biometano, un cambio di prospettiva
Ing. Lorenzo Ferrari
CNR-ICCOM – Università di Pisa
15 febbraio 2019
Aula Magna Rettorato dell’Università di Firenze
Piazza San Marco 4
Lorenzo Ferrari – [email protected]
Introduzione
Obiettivo operativo 4
• Attività svolta nell’ambito dell’OO4 dedicata allo studio dell’efficienza energetica dell’impianto e delle configurazioni ottimali di utilizzo del biocombustibile prodotto
• Partner coinvolti:
– CNR-ICCOM, SEA RISORSE, ALIA, DIEF
• Collaborazione con UNIPI
– Prof. U. Desideri, Ingg. A. Baccioli e G. Caposciutti
Analisi preliminare
• Utilizzo difficoltoso del bio-idrogeno per la produzione diretta di energia: utilizzato per promuovere la formazione di biogas ricco in metano
• Utilizzo di un cogeneratore per la produzione contemporanea di energia elettrica e termica
– Analizzate sia configurazioni con MCI che con mTAG
– Scelta configurazione con mTAG per affidabilità, rapporto fra produzione di EE e ET e modularità
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Configurazione di riferimento
• Capacità totale dei digestori: circa 4600 m3
• Produzione di biogas: 235 Nm3/h @ 65%vol CH4
• Portata dei fanghi: 8.2 t/h
• Temperatura del digestore: 37°C
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ModellazioneModellazione carichi termici ed impianto
• Carichi termici
– Temperatura media stagionale dei fanghi
– Dissipazione dei digestori calcolata con un approccio semplificato
– Dati metereologici dell’anno tipo riferiti alla stazione meteo di Lido di Camaiore (ENEA)
• Impianto– Simulazione su un anno di riferimento– Analisi in off-design dei componenti
(scambiatori, generatori ed utenze)
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0 2000 4000 6000 8000
Tem
pera
tura
[°C
]
Ore
Temperatura Fanghi
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T e
mpera
tura
[°C
]
Ore
Temperatura Ambiente
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Modellazione generatore
Capstone C600s (3*200 kW)
• Tre moduli con gestione ottimizzata del funzionamento alvariare della disponibilità di biogas
• Disponibili le curve di efficienza, portata e temperaturafumi al variare del carico ed della temperatura ambiente
• Condizioni nominali:
o Efficienza: 33%
o Temperatura fumi: 280 °C
o Portata fumi: 4.0 kg/s
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0 200 400 600
Effic
ien
cy [%
]
Load [kW]
1 module 2 modules 3 modules
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Configurazione base
Risultati
• Produzione di energia elettrica e termica superiore ai fabbisogni dell’impianto
• Rilevante variazione del fabbisogno termico per il riscaldamento fanghi
• Recupero termico dai fumi complessivamente limitato e variabile sull’anno
• Rispetto ad una configurazione senza co-digestione e cogenerazione si passa da assorbire EE a produrla
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2000
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Valo
re m
edio
gio
rnalie
ro [
kW
h]
Mese
Riscaldamento Fanghi Energia Elettrica
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Recupero
term
ico [%
]
Mese
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Stato originario Stato modificato
Fanghi trattati 189.000 m3/y 204.500 m3/y
Biogas prodotto 733 Nm3/d 5657 Nm3/d
Consumo 664 MWh/y 2.000 MWh/y
Consumo specifico 3.5 kWh/m3 9,8 kWh/m3
Output - 2.000 MWh/y
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Influenza del rigeneratore
Rigeneratore
• Utilizzo di uno scambiatore per recuperare il calore del digestato prima dello smaltimento e preriscaldare i fanghi in ingresso al DA
• Più calore a disposizione per altri utilizzi (dipendente dalla taglia dello scambiatore)
10 m2
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Efficientamento energetico
Analisi svolte
• Essiccatore
• Tri-generazione
• Organic Rankine Cycle
• Inlet air cooling
• Biometano/Bio-LNG
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Sistema di upgrading
Green Methane HPC
• Assorbimento della CO2 basato sull’uso di una soluzione di Carbonato di Potassio
• Alte efficienze di rimozione (>99%vol CH4) e flessibilità di utilizzo
• Recupero del 75% del calore utilizzato (da 120°C a 80°C)
• Richiesta termica ed elettrica variabile con la quantità di biogas trattata
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Analisi di scenario
• Analisi al variare del rapporto fra la quantità di biogas inviata al sistema di upgrading e quella prodotta dalla digestione (F%)
• Al variare di questo parametro cambia il modo di operare dell’impianto e gli output del sistema. Individuabili alcuni valori critici:
F< 50% 50%< F<66% 66% <F<86% F> 86%
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Results
F < 50%
• Produzione di bio-metano, energia termica ed elettrica in proporzione variabile con F%
• Energia termica ed elettrica superiori ai consumi. Il calore di scarto della mGT è sufficiente per soddisfare UP ed AD
Auto production
Auto production
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Results
50% < F < 66%
• L’energia elettrica prodotta copre solo parzialmente i fabbisogni interni. Surplus termico che decresce fino ad annullarsi
• Cascami termici della mGT ancora sufficienti per alimentare il AD e UP
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Results
66% < F < 86%
• Copertura parziale della richiesta interna con l’EE prodotta. Assente il surplus termico
• Calore dalla mGT sufficiente per UP ma solo parzialmente per il digestore. Occorre attivare la caldaia
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Results
86% < F < 100%
• Consumi interni di EE interamente coperti dalla rete
• mGT spenta. Tutta l’energia termica fornita dalla caldaia alimentata con metano e biogas
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Simulazione annuale
Configurazione ottimale
• Per un F% intorno al 60-70% si ottiene la massima produzione di bio-metano pur avendo un sistema che è energeticamente autonomo
• Simulazione annuale per un differenti portate di biogas trattato intorno a F=64%
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Utilizzo del bio-metano
Opzioni
• Utilizzando un sistema di upgradingda 170 Nm3/h si producono circa 630.000 kgCH4 l’anno
• Possibili utilizzi
– Produzione di bio-LNG integrando al sistema di upgrading anche un sistema di liquefazione e vendita
– Immissione in rete del bio-metano (dipendenza dai costi di allacciamento c.a. 500 €/m)
– Utilizzo come combustibile nei veicoli a servizio dell’impianto (metano compresso o LNG)
• Nel caso in esame la produzione sarebbe sufficiente a coprire i consumi dei veicoli più un considerevole surplus.
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Veicoli diesel Veicoli Benzina
# Cons.* # Cons.*
SEA Risorse 49 94.577 3 2.157
SEA Ambiente 83 213.703 20 13.415
* espresso in kgCH4_eq
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Conclusioni e sviluppi futuri
• L’utilizzo di un cogeneratore permette di utilizzare il biogas per produrre sia energia elettrica che termica per coprire i fabbisogni interni e generare un eventuale surplus
• Sono state analizzate differenti configurazioni per ottimizzare l’uso del bio-combustibile
• Due possibili approcci
• Utilizzo nel cogeneratore di tutto il biogas prodotto
• Massimizzata la produzione di energia elettrica
• Recupero dei cascami termici in utenze aggiuntive o in sistemi per incrementare la produzione di energia elettrica
• Utilizzo nel cogeneratore del solo biogas necessario al sostentamento del processo
• Produzione di bio-metano o bio-LNG utilizzando un sistema di upgrading e/o liquefazione integrato nel processo (recuperi energetici interni)
• Possibilità di incentivi legati alla produzione di bio-metano
• Utilizzo come combustibile nei veicoli a servizio dell’impianto (metano compresso o LNG)
• Immissione in rete del bio-metano o vendita dell’LNG prodotto
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Efficientamento energetico degli impianti di pubblica utilità:
il biometano, un cambio di prospettiva
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