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Utilizzo sostenibile
del calore
negli impianti a Biogas
MANUALE
1
Autore: Dominik Rutz
Co-Autori: Rita Mergner, Rainer Janssen
Reviewers: Ilze Dzene, Claudio Rochas, Stefan Amann, Christof Amann, Jadranka Maras Abramovic, Christopher Gallasch, Laura Bailón Allegue, Jørgen Hinge, Federico De Filippi
Editore: Dominik Rutz
Traduttori: Giuseppe Lombardi, Federico De Filippi
ISBN: 978-88-908689-0-0
Traduzione: La lingua originale del manuale è l'inglese. Questo manuale è disponibile anche nelle seguenti lingue: croato, ceco, danese, tedesco, italiano, lettone, polacco e rumeno
Pubblicazione: © 2012 by WIP Renewable Energies, Munich, Germany
Contatti: SOGESCA s.r.l. Via Pitagora 11/a, 35030 Rubàno (PD), Italia [email protected], tel. +39 049 8592143 www.sogesca.it
WIP Renewable Energies, Sylvensteinstr. 2, 81369 Munich, Germany
[email protected], Tel.: +49 89 720 12 739 www.wip-munich.de
Sito web: www.biogasheat.org
Tutti i diritti riservati.
È vietata la riproduzione di qualsiasi parte di questo libro in qualsiasi forma o con qualsiasi mezzo, per essere utilizzata a fini commerciali, senza autorizzazione scritta dell'editore. Gli autori non garantiscono la correttezza e/o completezza delle informazioni e dei dati inclusi o descritti in questo manuale.
Disclaimer:
La responsabilità del contenuto di questa pubblicazione è esclusivamente degli autori. Esso non riflette necessariamente l'opinione della Comunità Europea. Né la Commissione Europea né EACI sono responsabili per qualsiasi uso possa essere fatto delle informazioni contenute nel presente documento.
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RINGRAZIAMENTI
Questo manuale è stato elaborato nell'ambito del progetto BiogasHeat (IEE/11/025), finanziato dalla Commissione Europea attraverso il programma Intelligent Energy Europe (IEE) gestito dall'Agenzia Esecutiva per la Competitività e l'Innovazione (EACI).
Gli autori desiderano ringraziare la Commissione Europea (CE) per il sostegno del progetto BiogasHeat, nonché i revisori, traduttori e partner di BiogasHeat per il loro contributo al manuale.
Per la fornitura di immagini e grafici, gli autori ringraziano le seguenti società: AgroEnergien (BurkhardMeiners), GE Energy (Roland Jenewein), LaTherm GmbH (Michael Schönberg), SCHNELL Motoren AG (Susanne Kerezsy), STELA Laxhuber GmbH (Nadine Sahlmann), ThermaflexIsolierprodukte GmbH (Jana Tanneberg-Kranz), TransHeat GmbH (Ronald Strasser), Tranter Solarice GmbH (Wolfgang Stürzebecher) e Verdesis Services UK LTD (Nick Sheldon).
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Il progetto “Biogasheat”
Il progetto BiogasHeat affronta a livello europeo, nazionale e di progetto, il problema di come utilizzare in modo efficiente il calore generato da impianti a biogas. In tal modo vengono sviluppati e utilizzati una combinazione di diverse politiche, migliori pratiche, test sul campo e misure di attuazione dei progetti. Gli obiettivi specifici del progetto BiogasHeat sono: (1) sostenere l’utilizzazione economica e sostenibile del calore, che attualmente viene disperso, negli impianti a biogas esistenti e di futura costruzione; (2) aumentare la capacità dei diversi paesi coinvolti (Austria, Croazia, Repubblica Ceca Repubblica, Danimarca, Germania, Italia, Lettonia, Polonia e Romania) attraverso misure specifiche, tra cui l'analisi di opzioni tecniche, studi di fattibilità, sviluppo di una strategia imprenditoriale di casi aziendali e prove sul campo per affrontare gli ostacoli principali, ed (3) aumentare la capacità attraverso corsi di formazione, competenze, valorizzazione e trasferimento di conoscenze.
BiogasHeat è iniziato nell’Aprile del 2012 e ha una durata di 3 anni. Il progetto è sostenuto dal programma Energia intelligente per l'Europa dell'Unione Europea (contratto n° IEE/11/025).
Consorzio di Progetto e Contact Points nazionali:
Ekodoma, Latvia (Project coordinator)
IlzeDzene [[email protected] ]
WIP Renewable Energies, Germany
Dominik Rutz [[email protected]]
Rita Mergner [[email protected]]
Energy Institute HrvojePožar, Croatia
Biljana Kulišić [[email protected]]
Jadranka Maras Abramović [[email protected]]
Energy Efficiency CenterSEVEn, Czech Republic
Tomáš Voříšek [[email protected]]
SOGESCA S.r.l., Italy
Federico De Filippi [[email protected]]
Marco Devetta [[email protected]]
Polish Biogas Association, Poland
Michał Surowiec [[email protected]]
e7 Energie Markt Analyse GmbH, Austria
Christof Amann [[email protected]]
Stefan Amann [[email protected]]
Danish Technological Institute, Denmark
Laura Bailón Allegue [[email protected]]
Jørgen Hinge [[email protected]]
SC Mangus Sol Srl, Romania
Mihai Adamescu [[email protected]]
Euroheat&Power, Belgium
Christopher Gallasch [[email protected]]
4
Sommario
Il progetto “Biogasheat” ..................................................................................................... 3
Sommario ............................................................................................................................. 4
Prefazione ............................................................................................................................ 6
1. Introduzione .................................................................................................................. 7
1.1 La produzione di biogas .......................................................................................... 7
1.2 Impianto a Biogas: concetti ....................................................................................10
1.3 Concetti per l'utilizzo del biogas come vettore energetico .......................................11
1.4 Ostacoli per l’utilizzo del calore ..............................................................................13
2. Nozioni di base sulla produzione e sull’utilizzo del calore .......................................15
2.1 Combustione di biogas ...........................................................................................15
2.2 Dati ed unità di conversione del calore ...................................................................16
2.3 Qualità del calore ...................................................................................................17
2.4 Quantità e domanda di calore ................................................................................17
2.5 Richiesta di calore dei digestori ..............................................................................18
2.6 Caratteristiche dei motori a combustione di biogas.................................................21
2.6.1 Motori GAS-OTTO ..........................................................................................22
2.6.2 Motori a Gas-Pilota (ciclo diesel con iniezione pilota) ......................................22
2.7 Concetti per la produzione combinata di calore ed energia elettrica degli impianti a biogas... .................................................................................................................24
3. Opzioni di utilizzo del calore negli impianti a biogas ...............................................25
3.1 Riscaldamento .......................................................................................................26
3.1.1 Teleriscaldamento ...........................................................................................26
3.1.2 Stalle ...............................................................................................................33
3.1.3 Serre ...............................................................................................................34
3.1.4 Acquacoltura ...................................................................................................36
3.1.5 Trasporto di calore in contenitori .....................................................................38
3.1.6 Riscaldamento per altri scopi ..........................................................................41
3.2 Essiccazione ..........................................................................................................41
3.2.1 Fanghi di depurazione e digestato ...................................................................45
3.2.2 Ciocchi, cippato e pellets .................................................................................46
3.2.3 Prodotti agricoli ...............................................................................................48
3.3 Raffreddamento .....................................................................................................49
3.3.1 Panoramica sui refrigeratori ............................................................................49
3.3.2 Teleraffrescamento .........................................................................................51
3.3.3 Applicazioni del raffrescamento .......................................................................53
3.4 Produzione di energia elettrica supplementare .......................................................53
3.4.1 Sistemi CRC ...................................................................................................54
5
3.4.2 Sistemi ORC ...................................................................................................55
3.4.3 Ciclo di Kalina .................................................................................................58
3.4.4 Motore Stirling .................................................................................................59
3.4.5 Turbina a gas di scarico ..................................................................................60
4. Concetti innovativi per la conversione efficiente del biogas ...................................61
4.1 Condutture di biogas e unità di cogenerazione satellitari ........................................61
4.2 Purificazione (Upgrading) del biogas e iniezione in rete del biometano ..................63
4.3 Trasporto di biometano in contenitori .....................................................................65
4.4 Uso del biometano nei trasporti ..............................................................................66
4.5 Il biogas come strumento gestione attiva del carico energetico e della stabilità della rete .........................................................................................................................67
4.6 Biometano e “Power-To-Gas” .................................................................................67
5. Linee guida per l’utilizzo del calore ...........................................................................70
6. Conclusioni ..................................................................................................................73
Glossario ed Abbreviazioni ...............................................................................................74
Unità di conversione generali ............................................................................................83
6
Prefazione
In Europa, così come in tutto il mondo, la produzione e l'utilizzo di biogas è notevolmente in aumento grazie alla crescente domanda di energia rinnovabile come sostituto di vettori energetici fossili. La maggior parte degli impianti a biogas agricoli e industriali in Europa utilizzano biogas per la produzione di energia elettrica in impianti di cogenerazione (CHP, Combined Heat and Power). Tuttavia, in molti casi il calore dall'unità CHP non viene utilizzato, ma disperso nell’ambiente. Questo è il risultato del focus principale della gran parte dei regimi di sostegno, che si occupano della produzione di elettricità trascurando l'uso efficiente del calore.
L'inefficienza del consumo di energia è attualmente un collo di bottiglia nella produzione di biogas, causando perdite macroeconomiche e microeconomiche e creando difficoltà nel contesto di un aumento di concorrenza nell’uso del suolo. Il progetto BiogasHeat affronta il problema di come utilizzare il calore degli impianti a biogas in modo efficiente a livello europeo, nazionale e di progetto (Dzene et al. 2012). In tal modo vengono sviluppate e messe in atto un insieme di politiche, migliori pratiche, test sul campo e misure di attuazione dei progetti. Il progetto BiogasHeat (IEE/11/025) è sostenuto dalla Commissione Europea attraverso il programma Intelligent Energy Europe (IEE) gestito dall'Agenzia Esecutiva per la Competitività e l'Innovazione (EACI).
Il presente manuale “Utilizzo sostenibile del calore degli impianti a biogas" è uno degli output principali del progetto ed è stato elaborato al fine di fornire una panoramica delle diverse opzioni per l'utilizzo del calore generato nelle unità di cogenerazione alimentate a biogas. Il manuale è indirizzato a gestori attuali e futuri di impianti di produzione di biogas e ad altri soggetti interessati come pubbliche autorità, investitori e studenti attivi nel settore del biogas. Esso fornisce informazioni generali sulle caratteristiche del calore prodotto in impianti a biogas e si concentra su soluzioni tecniche generali per l'uso efficiente del calore.
Complementare al manuale, la relazione Good Practice Examples for Efficient Use of Heat from Biogas Plants (Esempi di buone pratiche per un uso efficiente di calore da impianti di produzione di biogas, Ramanauskaite et al. 2012) presenta progetti selezionati ed esempi di impianti a biogas esistenti che già utilizzano il calore di risulta della combustione. Inoltre, sono disponibili informazioni economiche e costi non inclusi in questo manuale anche in altre relazioni sviluppate dal progetto BiogasHeat. Tutte le relazioni sono disponibili sul sito web BiogasHeat (www.biogasheat.org).
Sono stati utilizzati diverse fonti e riferimenti per l'elaborazione di questo manuale. Così, è stata utilizzata principalmente la letteratura tedesca, in quanto la Germania è il paese che presenta attualmente il più avanzato settore di biogas in Europa. Gli autori hanno cercato di generalizzare fatti e dati, in modo che possano essere utilizzabili in tutta Europa. Tuttavia, alcuni sono riferiti a paesi o regioni specifiche.
Inoltre, sono state applicate le unità standardizzate e le abbreviazioni che vengono comunemente utilizzati a livello europeo. Dettagli sulle unità di conversione sono riportati alla fine del manuale. Nella versione inglese del manuale il segno decimale è un punto (ad esempio 12.03 euro significa 12 euro e 3 Cent), e il separatore delle migliaia è la virgola (ad esempio 1,300 è 1.300).
Poiché i paesi destinatari del progetto BiogasHeat sono: Austria, Croazia, Repubblica Ceca, Danimarca, Germania, Italia, Lettonia, Polonia e Romania, il manuale è stato tradotto dai partner di BiogasHeat nelle lingue corrispondenti.
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1. Introduzione
Il numero di impianti a biogas in tutto il mondo è aumentato notevolmente nel corso degli ultimi anni. Molti paesi hanno sviluppato moderne tecnologie di produzione di biogas e competitivi mercati nazionali di produzione di biogas in decenni di intensa ricerca e di sviluppo tecnico (Al Seadi et al. 2008). Questi risultati sono stati ottenuti grazie all’aiuto di un notevole sostegno governativo e pubblico.
Oggi, l'energia da biogas contribuisce in molti paesi al raggiungimento dell'obiettivo della sicurezza energetica nazionale e della mitigazione dei gas ad effetto serra.vIl settore di produzione di biogas europeo annovera migliaia di impianti a biogas. Paesi come Germania, Austria, Danimarca, Svezia, Repubblica Ceca, Italia e Paesi Bassi sono tra i precursori tecnici, con il maggior numero di moderni impianti a biogas. L'obiettivo della maggior parte degli impianti è quello di massimizzare la produzione di energia elettrica da biogas nelle unità CHP: tuttavia, in molti casi il calore generato dall’unità CHP è utilizzato solo parzialmente, o disperso.
L'inefficienza del consumo di energia è un collo di bottiglia nella produzione di biogas, causando perdite macroeconomiche e microeconomiche e difficoltà nel contesto di un generalizzato aumento di concorrenza nell’uso del suolo.
1.1 La produzione di biogas
Il biogas è prodotto attraverso la digestione anaerobica (DA) che è un processo biochimico in cui vari tipi di microrganismi anaerobici (batteri) decompongono, in assenza di ossigeno, materia organica complessa (biomassa) in composti chimici più semplici. Il processo di DA è comune in molti ambienti naturali come i sedimenti marini, lo stomaco dei ruminanti o le torbiere. Anche negli impianti di produzione di biogas il materiale organico in ingresso, ovvero la materia prima, è digerito anaerobicamente per decomporsi nei due principali prodotti: biogas e digestato.
Nella maggior parte degli impianti a biogas vengono utilizzate contemporaneamente miscele varie di materie prime per stabilizzare il processo e ottimizzare la produzione di biogas. Questa tecnica si chiama co-digestione. Le materie prime adatte per la DA comprendono una vasta gamma di generi di biomassa, preferibilmente costituiti da materiale facilmente decomponibile. Queste tipologie includono i grassi, gli olii, gli zuccheri e l’amido. Inoltre, la cellulosa è facilmente scomponibile mentre la lignina, un composto importante del legno, è difficile da demolire attraverso la DA. La materia prima tipica per impianti a biogas può essere di origine vegetale e animale:
• deiezioni animali (letame, liquame, sterco);
• residui e sottoprodotti agricoli;
• rifiuti organici da industrie alimentari e agroalimentari;
• rifiuti organici provenienti dalle industrie di biomateriali (ad esempio polpa di cellulosa e carta, prodotti farmaceutici);
• frazione organica dei rifiuti solidi urbani (FORSU);
• residui alimentari da servizi di catering;
• fanghi di depurazione provenienti da impianti di trattamento delle acque reflue;
• colture energetiche dedicate (ad esempio mais, barbabietola da zucchero, erba).
Il substrato in ingresso influenza il processo di DA e la composizione finale del biogas prodotto. Il Biogas è composto principalmente da metano (CH4, 40-80%) e anidride carbonica (CO2, 15-45%) e da piccole quantità di solfuro di idrogeno (H2S), ammoniaca (NH3), azoto gassoso (N2) e altri composti. Inoltre, biogas normalmente è saturo di vapore acqueo (H2O).
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Il composto “desiderato” è il metano in quanto ricco di energia chimica, che può essere convertito in una unità di cogenerazione in energia elettrica e calore. La resa in metano è una delle più importanti caratteristiche delle materie prime utilizzate nel processo di DA. I rendimenti dei diversi tipi di alimentazione sono riportati nella Tabella 1. Il tipo e le rese in metano della materia prima influenzano altamente la redditività di un impianto a biogas.
Oltre al tipo di materia prima, anche altri fattori, quali la progettazione dei sistemi di digestione, la temperatura di digestione, il tempo di ritenzione ed il carico organico influenzano la composizione del biogas.
Tabella 1: Rendimenti di metano di matrici selezionate (dati da BMU 2012).
Substrato Resa CH4
[m³/t substrato fresco]
Substrato Resa CH4
[m³/t substrato fresco]
Oli e grassi 562 Bucce di patate 66
Glicerina 421 Torta pressata da produzione di zucchero
64
Caseina 392 Trucioli di barbabietole da zucchero
64
Lattosio 378 Legumi (intero raccolto) 63
Latte scremato a secco 363 Grani esausti (freschi / pressati) 61
Rifiuti di cottura 344 Polpa di patate da fecola 61
Chicchi di granturco 324 Piante medicinali e spezie (scarti)
58
Chicchi di cereal kernel 320 Avanzi alimentari 57
Torta di colza 317 Fiori recisi (scarti) 55
Siero di latte, basso contenuto di zucchero, a secco
298 Barbabietole da foraggio 52
Pasto di colza 274 Residui di barbabietola (dalla lavorazione dello zucchero)
50
Residui di cereali 272 Foglia di barbabietola da zucchero, con parti di barbabietole
46
Crusca 270 Siero di latte caglio 44
Pane vecchio 254 Grassi da galleggiamento 43
Residui dalla lavorazione dei cereali
254 Talee verdi da giardini privati/pubblici e manutenzione del parco
43
Mix Pannocchia di mais (CCM)
242 Erba di manutenzione strade 43
Grano in polvere 172 Siero di latte acido 42
Melassa proveniente dalla produzione di barbabietole da zucchero
166 Scarti vegetali 40
Pannocchie, bucce, chicchi di grano
148 Foglie di barbabietole da foraggio
38
Mais (intero raccolto) 106 Latte scremato fresco 33
Cereali (intero raccolto) 103 Contenuto del rumine 33
9
Erba tra cui erba Ley 100 Latticello fresco 32
Patate 92 Fogliame di patate 30
Patate (scarti) 92 Budella di suino 27
Ricotta 92 I rifiuti di lavorazione degli ortaggi
26
Melassa di lattosio 91 Vinaccia cereali tranne che da produzione di alcool
22
Sangue animale 83 Siero acido di latte fresco 20
Fanghi di depurazione 81 Vinaccia cereali da produzione di alcool
18
Sorgo (intero raccolto) 80 Vinacce di patate non da produzione di alcool
18
Erba sudanese 80 Siero dolce fresco 18
Loglio 79 Siero 18
Barbabietola 75 Vinaccia di patate da produzione di alcol
17
Foraggio di segale (intero raccolto)
72 Separatore di grassi contenuti 15
Latte 70 L'acqua dalla produzione di fecola di patate
11
Melassa di lattosio a basse proteine
69 acque reflue provenienti da produzione di amido di patata
11
Girasole (intero raccolto) 67 acque di processo di produzione di amido di patata
3
Patate (polpa, contenuto medio in amido)
66 - -
La composizione del biogas è una caratteristica importante che influenza la combustione del biogas nell'unità CHP e di conseguenza la composizione e la temperatura dei gas di scarico.
Questo fattore influenza la quantità e la qualità di calore che può essere utilizzato in un impianto. Inoltre, il concetto per l’utilizzo del calore da biogas è caratterizzato dal livello di temperatura dei digestori, che di solito sono riscaldati con una frazione del calore proveniente dall'unità CHP per consentire ai batteri una rapida decomposizione del substrato. I digestori di impianti a biogas sono in genere suddivisi, per livelli di temperatura, come segue:
psicrofili: inferiore a 25 ° C
mesofili: 25 ° C - 45 ° C
termofili: 45 ° C - 70 ° C
In tal modo, alcuni impianti a biogas con diversi digestori in serie utilizzano diversi livelli di temperatura nei digestori. La temperatura del digestore ha un'influenza diretta sullo schema di utilizzo del calore, in quanto maggiore è la quantità di calore utilizzato dal digestore, minore sarà quantità di calore disponibile per altri usi. D'altra parte, la quantità di biogas aumenta se vengono applicate elevate temperature fino ad un certo massimo. La temperatura ottimale deve essere definita. La scelta del livello di temperatura è influenzata dalla materia prima utilizzata, dall’impiantistica, dal tempo di ritenzione desiderato, dalla velocità di decomposizione e dallo schema di utilizzo del calore. Il fattore più importante per il gestore dell'impianto per una corretta scelta del livello di temperatura è di solito la stabilità del processo di DA.
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1.2 Impianto a Biogas: concetti
La produzione di energia, e quindi la produzione di calore di un impianto a biogas, è influenzata dallo schema generale dell’impianto. Lo schema d’impianto ha un effetto sulle diverse opzioni di utilizzo del calore residuo da unità di cogenerazione.
Gli schemi degli impianti a biogas possono essere caratterizzati dai seguenti aspetti:
Obiettivo principale: produzione di energia (elettricità, calore), trattamento di rifiuti, l'iniezione di biometano nella rete del gas naturale, immagazzinamento di energia, gestione dei carichi, produzione di nutrienti e upgrading;
Dimensione dell’impianto: la potenza elettrica media installata negli impianti in Europa è di circa 400 a 500kWel.La dimensione di un impianto in realtà può variare da 1-2 kW per piccoli impianti a biogas che fanno uso di rifiuti domestici, fino a sofisticati impianti da diversi MW;
Tecnologia: digestione secco / umido, alimentazione per lotti / digestione continua;
Modello di business: agricolo, industriale, domestico, trattamento acque reflue, trattamento rifiuti;
Substrato: residui e sottoprodotti agricoli, colture energetiche, rifiuti alimentari, rifiuti industriali, fanghi di depurazione,.
L'obiettivo principale degli impianti a biogas in Europa è attualmente la produzione di energie rinnovabili ed in particolare la produzione di energia elettrica. Ciò è dovuto al focus principale della maggior parte dei regimi di sostegno pubblico per gli impianti a biogas, ovvero la produzione di elettricità (tariffe incentivanti per l’energia elettrica), che trascura spesso l'uso efficiente di calore. Questi sono gli impianti a biogas principalmente indirizzati dal progetto BiogasHeat (Dzene et al. 2012). Tuttavia, al fine di aumentare l'efficienza e la sostenibilità di tali impianti a biogas, l'obiettivo principale dovrebbe essere la massima utilizzazione dell'energia. Pertanto, le politiche e la legislazione devono essere regolati per massimizzare l'efficienza, ma al tempo stesso deve essere garantita la fattibilità economica del progetto. L'efficienza energetica degli impianti a biogas può essere raggiunta attraverso diverse misure, come ad esempio l'utilizzo del calore residuo dell’unità CHP in uno schema dedicato, o mediante la trasformazione del biogas in biometano (della qualità del gas naturale, metano> 95%) che può essere iniettato nella rete del gas naturale. Il vantaggio di una griglia d’iniezione è che il biometano può essere bruciato localmente, dove si verifica la domanda di riscaldamento. Tuttavia questa tecnologia è ancora molto costosa e di solito è redditizia solo su larga scala. Una normativa e incentivi adeguati nella maggior parte dei casi ancora non esistono. Inoltre gli impianti devono essere vicini alla rete del gas naturale. Un altra possibile funzione degli impianti a biogas quella di stabilizzare le reti elettriche, ovvero di stoccare energia e quindi di contribuire ad una gestione del carico attivo in un’ottica di smart grid (rete elettrica intelligente), come spiegato più avanti nel manuale. L'obiettivo principale degli impianti di produzione del biogas proveniente da rifiuti organici è in genere la gestione sostenibile dei rifiuti stessi (Rutz et al 2011;. Rutz et al 2012). Spesso la principale fonte di reddito di questi modelli di business sono le tariffe per il trattamento dei rifiuti mentre solo in misura minore contribuiscono agli introiti la vendita di energia elettrica o termica sul mercato. Alcuni decenni fa, uno degli obiettivi principali durante la fase iniziale di sviluppo del biogas in Germania era il riciclaggio e la valorizzazione delle sostanze nutritive agricole nei sistemi di agricoltura biologica.
La dimensione media degli impianti di un tipico impianto di biogas in Germania e in molti altri paesi europei è circa 450 kWel. Tuttavia, la dimensione di un impianto varia da 1-2 kW per piccoli impianti domestici (digestori m³ 3-4), alimentati con rifiuti organici, in uso in molti paesi in via di sviluppo, fino a sofisticati impianti a biogas multi-megawatt. La dimensione di un impianto influenza la quantità e la disponibilità di calore prodotto. In un impianto a biogas
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dotato di un unità di base CHP, l'efficienza arriva fino al 90%: di cui circa il 35% è energia elettrica e il restante 65% è energia termica.
In generale, il calore è necessario per il riscaldamento digestore in tutti i moderni impianti a biogas in Europa. La tecnologia influenza la quantità di calore necessaria all’impianto, poiché il livello di temperatura e di isolamento sono differenti nei diversi casi. Solitamente è necessaria una fornitura continua di calore per tutti gli impianti di produzione di biogas a funzionamento continuo, ma anche per i reattori discontinui a “batch” (lotti), sia per la digestione secca e umida. La fornitura di calore può essere fortemente influenzata dalla temperatura stagionale dell’ambiente: un buon isolamento dei digestori è quindi presupposto indispensabile per un processo efficiente e stabile.
Tipicamente, le operazioni di gestione degli impianti a biogas vengono integrate nel funzionamento delle imprese coinvolte, siano esse aziende agricole, aziende industriali o società di trattamento dei rifiuti. Naturalmente il genere di attività influenza i principali obiettivi di produzione di biogas e le possibili opzioni per l'uso di calore. In impianti a biogas agricoli, il calore viene spesso utilizzato per il riscaldamento delle stalle, per l’essicazione dei trucioli di legno, per il riscaldamento delle case e per il raffreddamento del latte. Negli impianti di trattamento dei rifiuti il calore può essere utilizzato per scopi igienici, per l’igienizzazione e la pulizia. Un tipico utilizzo di calore in impianti industriali è il calore di processo, ma questo è limitato dalla qualità di calore e spesso sono necessarie temperature elevate.
Come già descritto nel capitolo 1.1, il tipo di substrato influenza la composizione del biogas e quindi la quantità e la qualità di calore disponibile.
1.3 Concetti per l'utilizzo del biogas come vettore energetico
Il biogas può essere convertito in calore, energia meccanica, ed energia elettromagnetica (luce). Può essere inoltre utilizzato come composto chimico. Esistono diverse opzioni per l'utilizzo di biogas che imperversano da applicazioni molto piccoli fino ad impianti tecnicamente sofisticati. Di seguito ne illustriamo alcune.
Illuminazione: in lampade a gas;
Riscaldamento: in bruciatori a biogas, caldaie e stufe a gas;
Essiccazione: come una forma particolare di utilizzo di calore in essiccatoi di carica, essiccatori a nastro, essiccatori feed-e-turn, nonché in sistemi di accumulo termico sorbitivi;
Raffreddamento: in frigoriferi ad assorbimento;
Elettricità: in motori a gas (motori a iniezione pilota, Motori a gas a ciclo Otto), celle a combustibile, micro-turbine a gas, cicli Rankine (CRC, ORC), cicli Kalina, motori Stirling, turbine a gas di scarico;
Trasporto: in veicoli alimentati a gas naturale compresso come biometano;
Accumulo di energia: in appositi sistemi di immagazzinamento di biogas (alta e bassa pressione; liquefatto) o come biometano nella rete del gas naturale, al fine di bilanciare i carichi di energia elettrica e calore;
Sostituto gas naturale: purificazione a biometano e successivamente iniettato nella rete del gas naturale.
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Figura 1 Bruciatore di Biogas in Austria (Fonte: Rutz).
Figura 2 Una delle applicazioni più semplici per il biogas: stufa biogas per cucinare in Mali (Fonte: Rutz).
Alcune tecnologie molto semplici consentono facilmente l'utilizzo di biogas in stufe a gas per la cottura (Figura 2) o lampade a gas per la luce. Questi impianti a biogas sono spesso utilizzati a livello domestico nei paesi in via di sviluppo. Queste tecnologie non sono però ulteriormente discusse in questo manuale.
Talvolta i bruciatori a gas e caldaie (Figura 1, Figura 16) sono applicati per produrre solo calore. Questi bruciatori a gas possono essere utilizzati, per esempio, per riscaldare i digestori di biogas, migliorare gli impianti che alimentano il biometano purificato nella rete del gas naturale o il gas di alimentazione per veicoli nelle stazioni. Per gli impianti di upgrading del biogas a biometano, possono essere usati bruciatori a gas (figura 4) anche detti a basso potere calorifico (LCV) che bruciano una miscela di gas risultanti dal processo di nobilitazione del biogas per produrre calore utile per il riscaldamento del digestore. Questi bruciatori sono in grado di bruciare gas con tenori di metano molto bassi, tra il 5 e il 30% in volume. Bruciatori e caldaie a gas possono essere utilizzati come di sistemi di back-up per gli impianti di upgrading.
L'uso principale del biogas nella gran parte degli impianti europei è la cogenerazione CHP. Prima della sua combustione, il biogas prodotto viene essiccato e in molti casi depurato, dal momento che gran parte dei motori a gas hanno dei limiti massimi per il contenuto di idrogeno solforato, idrocarburi alogenati e silossani. Un impianto di cogenerazione a motore ha un rendimento fino al 90%, di cui circa il 35% è energia elettrica e il restante 65% è energia termica. Nella maggior parte degli impianti una frazione minore del calore generato è necessaria (20-40%) per il sistema di riscaldamento digestivo, ma la maggior parte (60-80%) del calore è considerato come "rifiuto" che spesso non è utilizzato per ulteriori processi. Questo calore può essere utilizzato per la produzione di energia elettrica supplementare, ad esempio attraverso Motori Stirling, Organic Rankine Cycles (ORC), e di Clausius-Rankine-Cycle (CRC), o per altri scopi, come il riscaldamento, essiccazione e raffreddamento. Queste opzioni saranno presentate in modo approfondito in questo manuale.
Le unità di cogenerazione di solito includono i motori a combustione, come motori a Gas-Otto e gas a iniezione pilota. I motori a gas ad iniezione pilota di solito necessitano del 2-5% di gasolio o olio combustibile per l'accensione, oltre al biogas, mentre i motori Gas-Otto funzionano esclusivamente a biogas. Maggiori analisi dettagliate sul motore a combustione si trovano nel capitolo 2.7.
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Anche le celle a combustibile (Figura 3) e le micro-turbine a gas sono in grado di produrre calore ed energia elettrica. Tuttavia, queste sono ancora solo applicazioni di nicchia e, quindi, non rientrano nell’obiettivo principale di questo manuale.
L'utilizzo del biometano nei veicoli per il trasporto è un'altra opzione per l'utilizzo di biogas. In questo caso, il biogas deve essere purificato e nobilitato alla qualità del gas naturale. Come accennato in precedenza in questo manuale, la purificazione e upgrading del biogas sono effettuate per mezzo di tecnologie relativamente costose ed è quindi attualmente possibile solo per grandi impianti. Anche se l'efficienza energetica del biometano utilizzato negli autoveicoli è generalmente molto bassa (come per gli altri combustibili comuni utilizzati nei veicoli), questa opzione è promettente, dal momento che le alternative di combustibili nel settore dei trasporti sono limitate.
Figura 3 Cella a combustibile Molten Carbonate (MCFC) per il biogas a Leonberg, Germania (Fonte: Rutz).
Figura 4 Bruciatore a basso Potere Calorifico (LCV) di un impianto di upgrading per biogas per il riscaldamento digestore ad Aiterhofen, Germania (Fonte: Rutz).
Oltre alle diverse tecnologie per l'utilizzo di biogas, un aspetto sempre più importante e vantaggioso rispetto alle altre fonti di energia rinnovabili è la facilità di stoccaggio del biogas e del biometano. Essendo un sostituto del gas naturale, può quindi contribuire ad aumentare la stabilità della rete di alimentazione ed essere utilizzato come strumento di gestione del carico. Infine, un altro uso potenziale del biogas, che non è però considerato in questo manuale, è come composto chimico nelle bio-raffinerie.
1.4 Ostacoli per l’utilizzo del calore
L'utilizzo di calore da impianti di produzione di biogas può incontrare una serie di ostacoli diversi, influenzati dalle caratteristiche degli impianti. Spesso gli impianti a biogas si trovano in zone remote, con nessuna utenza nelle vicinanze possibilmente interessata all’utilizzo del calore. Inoltre, la quantità e la qualità del calore prodotto spesso non è sufficiente per le grandi industrie. Pertanto, devono essere individuate delle nicchie in cui il calore potrebbe essere valorizzato nel modo più efficiente e redditizio. L'elenco seguente mostra importanti sfide che tipicamente caratterizzano gli impianti a biogas.
Stagionalità: la quantità di calore necessario per il riscaldamento dei digestori in estate è minore. Inoltre, alcune applicazioni di riscaldamento, ad es. per gli edifici, sono necessarie solo in inverno. Pertanto, vi è spesso un surplus di calore in estate.
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Lontananza: in particolare gli impianti a biogas agricoli sono spesso situati in aree rurali remote dove non possono essere identificati consumatori di calore (come potrebbero essere ad esempio piccole industrie o edifici pubblici).
Qualità e Quantità di calore: la potenza installata di tipici impianti agricoli di produzione di biogas in Europa è di circa 500 kWt, che risulta troppo piccolo per l'utilizzo del calore da parte di grandi industrie. Alcune industrie richiedono temperature più elevate rispetto a quelle che possono essere fornite da un impianto di biogas.
Rischi economici: i gestori degli impianti di produzione di biogas che "dipendono" dai consumatori esterni di calore devono far fronte ai rischi economici in caso di variazione della domanda. Contratti a lungo termine possono aiutare a mitigare questo rischio.
Costi elevati: diverse opzioni per l'utilizzo di calore di scarto richiedono ulteriori attrezzature con elevati costi di investimento, ad esempio l'installazione di moduli ORC o la messa a punto di micro-reti di teleriscaldamento.
Sostegno pubblico: l’avvio di nuove micro-reti di teleriscaldamento è possibile solo se la richiesta di calore è garantita, il che significa che i clienti devono essere sufficientemente disposti ad essere collegati alla rete. Inoltre, le amministrazioni locali devono essere di supporto per consentire la costruzione di micro-reti di teleriscaldamento.
Prezzi dei combustibili fossili: l'utilizzo del calore di scarto da impianti di produzione di biogas deve essere competitivo con i prezzi dei combustibili fossili e di altre fonti di energia rinnovabili.
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2. Nozioni di base sulla produzione e sull’utilizzo del calore
In termodinamica il “Calore” è definito come energia trasferita da un sistema all'altro per interazione termica. È una funzione del processo diversamente da una funzione di stato come possono essere la temperatura o il volume. Esso descrive il passaggio di un sistema da uno stato di equilibrio ad un altro stato di equilibrio. Il sistema è dunque caratterizzato da delineati confini di sistema. Il calore fluisce spontaneamente sempre da un sistema ad alta temperatura verso un sistema a bassa temperatura. Il termine "calore" è spesso espresso anche come "flusso di calore" e "trasferimento di calore". Il trasferimento di calore può avvenire per conduzione, radiazione, convezione, trasferimento di massa, e da reazioni chimiche.
Deve essere definita una differenziazione tra calore sensibile e calore latente. Il calore sensibile è direttamente misurabile attraverso la variazione di temperatura. Il calore latente è il calore ceduto o assorbito da un organismo o un sistema termodinamico durante un processo che avviene senza un cambiamento di temperatura. Un esempio tipico è un cambiamento di stato della materia, come la transizione di fase da ghiaccio (fase solida) ad acqua (fase liquida).
Applicato al calore di una unità CHP in un impianto di biogas, il calore può essere caratterizzato per esempio da un certo volume di acqua (o di altra sostanza) ad alta temperatura. Questo calore può essere utilizzato in diversi modi, in quanto la temperatura dell'acqua decresce ad un livello inferiore.
2.1 Combustione di biogas
Il calore di combustione (ΔH0) (Equazione 1) è l'energia rilasciata come calore quando un composto (biogas o biometano) subisce una combustione completa con ossigeno in condizioni standard. L'equazione chimica è data dal metano che reagisce con l'ossigeno per formare diossido di carbonio, acqua e calore.
Equazione 1
In questa reazione di combustione, vengono rilasciati -802,4 kJ/mol se il metano puro viene bruciato. Questo è equivalente a circa 35,89 MJ/Nm³ (Hi) o circa 10 kWh. Dal biogas e dal biometano, visto che non si tratta di metano puro (40-80% per il biogas e circa il 95% per il biometano), il contenuto di energia rilasciata è più bassa. La quantità di calore rilasciato durante il processo di combustione è chiamato potere calorifico.
Nei sistemi di combustione applicati, i combustibili sono spesso caratterizzate da potere calorifico inferiore e superiore, i quali dipendono dalla composizione chimica del combustibile.
Il Potere Calorifico Inferiore (Hi o PCI) in inglese Lower Heating Value (LHV), Net Calorific Value (NCV) o Lower Calorific Value (LCV), è calcolato assumendo che l’acqua contenuta nel materiale sia allo stato di vapore. Il LHV può essere ottenuto sottraendo il calore di vaporizzazione del vapore acqueo dal valore calorifico superiore.
Il Potere Calorifico Superiore (Hs o PCS), in inglese Higher Heating Value (HHV), il valore lordo di energia, Gross Calorific Value (GCV) o Higher Calorifiv Value (HCV), è il contenuto totale di energia del combustibile. Il HHV assume che tutta l'acqua è allo stato liquido, alla fine della combustione. Esso è determinato portando tutti i prodotti di combustione di nuovo all'originale temperatura di pre-combustione (spesso 25 ° C), ed in particolare condensando qualsiasi vapore prodotto.
Nel caso del LHV, i calcoli indicano che la componente acqua di un processo di combustione è in stato di vapore alla fine della combustione, in contrapposizione al HHV che assume che
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tutta l'acqua in un processo di combustione sia in uno stato liquido, dopo un processo di combustione.
Il LHV di biogas dipende dal contenuto di metano e dalla qualità del gas. Esso è nell'intervallo tra 21,5-23,5 MJ, o 5,5-6,0 kWh/Nm3.
Il potere calorifico superiore supera il valore calorifico inferiore del gas naturale di circa 11%.
2.2 Dati ed unità di conversione del calore
Il simbolo matematico di calore è Q e l'unità del Sistema Internazionale (SI) è il joule (J). In molti campi applicativi in ingegneria sono utilizzati le British Thermal Unit (BTU), la tonnellata equivalente di petrolio (tep), e le calorie. Il simbolo matematico per la velocità di
trasferimento di calore (capacità) è e l’unità standard è il Watt (W), definita come joule al
secondo. Watt è l'unità più frequentemente utilizzata nel campo del settore del biogas.
1 J = 1 Ws = 1/3,600 Wh
1 Wh = 3,600 Ws = 3,600 J
1 toe = 11,630 kWh = 41.87 GJ
1 BTU = 1,055 J
La capacità di un impianto a biogas è di solito espressa in kW o MW (kilo o mega Watt) per la capacità totale, kWel per la capacità elettrica e kWt per la capacità termica. L'energia prodotta viene espresso in kWh o MWh (kilo o mega Watt per ora). La produzione di energia effettiva di un impianto a biogas è di solito espressa in kWh/anno (kilowattora all'anno): questo calcolo si basa sul numero di ore (8.760) di un regolare anno. In genere, per le dimensioni dei tipici impianti a biogas, nel SI si utilizzano i prefissi kilo (10 ³), Mega (106) e Giga (109)
Il calore può essere misurato da un calorimetro o altrimenti calcolato utilizzando altri dati, come volume, massa, temperatura e capacità termica. Per contabilizzare l'utilizzo del calore nei sistemi applicati, come per il riscaldamento residenziale, viene usato solitamente un contatore di calore. È un dispositivo che misura l'energia termica proveniente da una sorgente (es. unità CHP dell’impianto a biogas) misurando la portata del fluido di trasmissione di calore (per esempio acqua) e la variazione della sua temperatura (ΔT) tra tubi di mandata e ritorno.
Un dato importante per le unità di cogenerazione è il rapporto energia/calore, ovvero il rapporto tra elettricità da cogenerazione ed energia termica utile (direttiva 2004/8/CE). Un valore alto caratterizza un alto rendimento elettrico. Dati di tipiche unità di cogenerazione sono compresi tra 0,4 e 0,9.
I dati seguenti sono utili per il calcolo dell'energia e il dimensionamento degli impianti a biogas:
Contenuto energetico di 1 kg di biometano: 50 MJ;
Contenuto energetico di 1 Nm³ di biometano: 35,5 MJ o circa 9,97 kWh;
contenuto di biometano in 1Nm³ di biogas: 0.45-0 0,75 Nm³;
Contenuto energetico di 1Nm³ di biogas: 5-7,5 kWh;
Potenza elettrica di 1Nm³ di biogas: 1,5-3 kWhel;
Densità di 1 Nm ³ di biometano: 0.72 kg / Nm³.
Un altro dato che è utile per illustrare il contenuto energetico del biogas è l'equivalente energetico di 1 m³ di biogas a circa 0,6 litri di gasolio per uso domestico. Ulteriori informazioni sulle unità di conversione sono riportate nelle "unità di conversione generali" nella parte finale di questo manuale.
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2.3 Qualità del calore
Oltre alla quantità di energia, quando si sviluppano concetti per l'utilizzo di energia sono importanti le caratteristiche del tipo di energia (qualità). Un importante parametro che caratterizza la qualità dell’energia è la trasferibilità da una forma di energia ad un'altra. Generalmente, l'elettricità viene considerata di qualità superiore rispetto al calore, poiché l'elettricità può essere facilmente trasportata e utilizzata per diversi scopi, come la produzione di energia meccanica o termica, elettromagnetismo, ecc.
In termodinamica viene usato spesso il termine “exergia”. Questo termine descrive la parte massima di energia di un sistema che può essere convertita in lavoro utile, se il sistema è in equilibrio con l'ambiente.
Inoltre, l’energia termica è caratterizzata dal livello di temperatura e dalla quantità di calore. Per lo sviluppo del concetto di calore residuo, sono importanti la temperatura e la quantità di calore in quanto, se si vuole sfruttare il calore, si necessita sempre di un certo livello minimo di entrambe le voci. La temperatura della sorgente di calore deve essere sempre superiore alla temperatura del dissipatore di calore. L’ampiezza della differenza di temperatura tra la fonte di calore ed il dissipatore è un importante determinante della qualità del calore. In generale, si può dire che più alte sono la temperatura e la quantità di energia (entropia), maggiore sarà la qualità del calore. Con elevate temperature del calore residuo, esistono più opportunità per il suo utilizzo. Esempi di usi diversi per temperature minime sono:
Fornitura di acqua calda: 50-80°C;
Riscaldamento residenziale: 50-80°C;
Cicli Rankine (ORC, CRC): 60-565°C;
Essiccatore per i prodotti agricoli: 60-150°C.
Questi esempi sono tipici per l'uso del calore residuo da impianti a biogas. Poiché la temperatura del gas di scarico delle unità di cogenerazione in impianti a biogas è tipicamente di circa 450-520°C, l'uso del calore di scarico da impianti a biogas è limitato. Le temperature di raffreddamento del motore e il ciclo lubrificante sono anche inferiori, come descritto nel paragrafo 2.6. Per le industrie che richiedono alte temperature e grandi quantità di energia, questo calore residuo di solito non è sufficiente e le temperature sono troppo basse.
2.4 Quantità e domanda di calore
Oggi, la potenza elettrica di impianti a biogas varia da 50 kWel fino a 30 MWel. La potenza di tipici impianti di produzione di biogas agricoli in Europa, che utilizzano unità di cogenerazione, è attorno ai 500 kWel, considerando che vengono prodotti circa 550-600 kWt di calore. Quindi circa 500 kWt di calore sarebbero disponibili per l'uso commerciale. Nelle condizioni climatiche europee, circa il 25% del calore prodotto è utilizzato per riscaldare i digestori centrali (Figura 6, pag. 21). Assumendo circa 8.000 ore di funzionamento all'anno, l'energia termica totale di un impianto di biogas da 500 kWt sarebbe di 4000 MWht.
Uno degli utilizzi di calore più semplici e più frequenti per il consumo di calore è il riscaldamento e l’alimentazione di acqua calda sanitaria (ACS) delle famiglie. Così, l'esempio seguente mostra il consumo medio netto di energia per persona in Germania (sulla base di calcoli di Paeger 2012):
• il consumo netto di energia per riscaldamento e acqua calda domestici, a persona: 20,2 kWh/giorno o 7.373 kWh/anno;
• il consumo netto di energia per il riscaldamento a persona in famiglie: 17 kWh/giorno o 6.205 kWh/anno;
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• il consumo netto di energia per il riscaldamento domestico a persona (per m² di area abitata): 155 kWh/anno/m²;
• il consumo netto di energia per l'acqua calda a persona in famiglie: 3.2 kWh/giorno o 1.168 kWh/anno;
Considerando il consumo netto di energia per il riscaldamento e acqua calda a persona di 7.373 kWh/anno, la produzione di energia di 4.000 MWht in un impianto di biogas 500 kWt sarebbe sufficiente per il fabbisogno energetico annuo di 543 persone.
Questa naturalmente è solo una stima approssimativa basata su valori di media. Anche altri fattori devono essere considerati, come la domanda variabile di calore stagionale a causa delle diverse condizioni climatiche in inverno e in estate. Questa stagionalità nella domanda di calore è una sfida importante per i concetti di recupero di calore per il riscaldamento residenziale.
2.5 Richiesta di calore dei digestori
Come descritto nei capitoli precedenti, i digestori devono essere riscaldati in modo da garantire un processo stabile ed efficiente. Per impianti a biogas con digestori tipicamente mesofili una comune gamma di temperature varia da 38°C a 44°C, a seconda del substrato e del processo complessivo. I digestori possono essere riscaldati con tecnologie differenti, ad esempio riscaldando tubi lungo le pareti del fermentatore, o pompando il digestato attraverso uno scambiatore di calore.
Per gli schemi di calore, la domanda di calore dei digestori è importante, poiché questo influenza la quantità di calore disponibile per ulteriori scopi. La richiesta di calore del digestore è influenzata dalla temperatura ambiente e quindi dalle condizioni climatiche. Inoltre, negli impianti di trattamento dei rifiuti, il calore può essere necessario anche per igienizzazione la materia prima.
Nel valutare la domanda di calore di un impianto di biogas, la domanda della fase di avvio deve essere distinta dalla domanda di calore per il funzionamento continuo. La domanda di riscaldamento iniziale (Q start) viene illustrata nell'Equazione 2 e influenzata dalle caratteristiche specifiche del substrato (capacità termica c), la quantità di substrato (m) e la differenza di temperatura del substrato (∆T). Anche nella fase di avviamento, parte del calore si disperde attraverso le superfici di digestore.
( ) Equazione 2
Qstart Calore necessario per l'inizio del processo di DA [kWh]
c Capacità termica del substrato [J/kg K]
m Massa del substrato [t]
∆T Variazione di temperatura del substrato, prima e dopo l'immissione nel digestore [°C]
t Tempo (h=ore)
Qlost Perdite di calore attraverso superfici di digestore [kWh]
Dopo la fase di avvio inizia il funzionamento continuo. La richiesta di calore (Qfunzionamento) è generalmente la somma del calore perduto attraverso le pareti del digestore (Qperdita) e la perdita di calore dovuta alla uscita del digestato (Qdigestato).
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Per diminuire la domanda di calore dei digestori è necessario un buon isolamento (Figura 7). Le pareti del digestore di solito sono isolate con pannelli in espanso rigido. Il calore prodotto è determinato dalla superficie, dal coefficiente di trasferimento di calore e dalla variazione di temperatura. (Equazione 3 - Equazione 4). Il pavimento del digestore deve essere altrettanto ben isolato. La superficie di copertura del digestore spesso non è isolata. Se il digestore è coperto da un soffitto di cemento, può essere anche isolato. In Figura 5 è mostrato lo schema semplificato di un digestore con pareti isolate ed il profilo di temperatura. La perdita totale di calore (Qfunzionamento) è la somma di tutte le perdite dalle diverse superfici del digestore e dall'uscita del digestato (Equazione 4). Per il calcolo delle perdite di isolamento si deve determinare il coefficiente di trasferimento di calore (Equazione 5).
Per aumentare la produzione di calore possono essere installati sistemi di recupero del calore, che utilizzano anche il calore dal digestato in uscita dal digestore.Le due misure più efficaci per ridurre le perdite di calore sono l'isolamento di tutte le superfici del digestore (compreso il pavimento, le pareti e la copertura) ed il recupero di calore dal digestato.
Equazione 3
Equazione 4
Equazione 5
Qlost Calore perso attraverso le superfici del digestore (differenziato in perdite di parete, pavimento e copertura) [kWh]
Qfunzionamento Calore attraverso le superfici di digestore e dall’ uscita del digestato [kWh]
Qdigestato Calore perduto da uscita del digestato [kWh]
A Superficie di trasmissione del calore [m²]
U Trasmittanza termica unitaria [W/m²K]
∆T Differenza di temperatura (dentro-fuori) [K]
t Tempo (h=ore)
hi Coefficiente di scambio termico per convezione all'interno del digestore (W/m²K)
ha Coefficiente di trasferimento di calore per convezione al di fuori del digestore (W/m²K)
d1 Spessore dello strato 1
d2 Spessore dello strato 2
k1 Conducibilità termica dello strato di 1 (W/mK)
k2 Conducibilità termica dello strato di 2 (W/mK)
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Figura 5 Schema grafico di parete di un digestore comprensiva di profilo di temperatura in inverno freddo (-18 ° C) (Fonte: dati; adattamento www.u-wert.net).
Poiché il riscaldamento del digestore è influenzato da molti fattori, tra cui le condizioni climatiche, è difficile calcolare i dati esatti per la domanda di calore.
Per una stima approssimativa del calore necessario per il riscaldamento del digestore, spesso sono utilizzate le seguenti regole empiriche:
In un impianto di cogenerazione sono prodotti circa il 35% di energia elettrica ed il 65% di calore;
Il riscaldamento dei digestori richiede circa il 25% della capacità di calore dell'unità CHP;
Il rapporto energia/calore di una unità di cogenerazione a biogas (rapporto di energia elettrica a energia termica utile) è di solito tra 0,4 e 0,9 e spesso è circa 0,85.
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Figura 6 Sistema di distribuzione del calore di un impianto a biogas per il riscaldamento del digestore in Aiterhofen, Germania (Fonte: Rutz).
Figura 7 Isolamento termico (pannelli arancione) di digestori in Reichenkirchen, Germania (Fonte: Rutz).
2.6 Caratteristiche dei motori a combustione di biogas
L'uso dominante del biogas in Europa è la produzione di energia elettrica in motori a combustione interna, detti anche motori a gas. Poiché la conversione di energia in questi motori comporta la produzione di calore, tutti i motori a gas sono qui definiti come unità CHP, anche se il calore non viene utilizzato.
Esistono diversi motori a gas, che in genere sono classificati in motori Gas-Otto e motori a Gas-Pilota (motori a ciclo diesel con iniezione pilota). Dettagli su questi motori sono descritti nei capitoli successivi ed una panoramica di alcune caratteristiche è mostrata nella Tabella 2. Tutti i motori a biogas devono affrontare la sfida della qualità variabile nel tempo di gas combustibile. Inoltre, il contenuto di metano è relativamente basso, raggiungendo livelli che sono anche al di sotto del 45% del volume di gas totale. Le potenza dei motori a gas può variare tra il 10 kWel e il 5 MWel. Diversi produttori offrono motori a gas per applicazioni di produzione di biogas, come ad esempio Schnell, 2G, Rolls-Royce, Kawasaki, MTU, GE Energy (Jenbacher), Caterpillar, Perkins, MWM, Cummins, Wärtsilä, Dresser-Waukesha, Guascor o MAN.
In un motore a gas, l'energia viene convertita in energia utilizzabile e non utilizzabile. Le figure che seguono mostrano che in totale circa il 90% di energia potrebbe essere utilizzata:
• 10% di perdite;
• 35% di energia meccanica (elettricità);
• 55% di calore utile.
Le categorie di calore seguenti possono essere caratterizzate dal calore totale prodotto. La quota maggiore di calore disponibile è data dai gas di scarico e dal ciclo di raffreddamento del motore:
• 1-3% ciclo di lubrificazione (olio lubrificante motore): 80 - 90°C;
• 3-5% perdite per irraggiamento;
• 30-40% di raffreddamento del motore (acqua di raffreddamento): 80 - 90°C;
• 50-60% gas di scarico: 460 - 550°C.
La disponibilità di calore del ciclo di raffreddamento del motore e la lubrificazione è generalmente costante ed inferiore a 100°C. Questo calore viene solitamente utilizzato per riscaldare l'acqua per scopi diversi. Grazie alla sua temperatura relativamente bassa, non
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sono necessari requisiti specifici per i tubi dell'acqua in termini di resistenza alle pressioni più elevate.
La disponibilità di calore dal gas di scarico è influenzata dal tasso di deterioramento (deposito di impurità sulla superficie di scambio termico) dello scambiatore di calore. Possono essere misurate nel gas di scarico temperature fino a 550°C. Queste alte temperature richiedono tubi ad alta pressione a causa della creazione di vapori. Pertanto, per il trasferimento di calore sono spesso utilizzati olii termici che rimangono liquidi ad alte temperature. Tuttavia, a causa della bassa conduttività termica degli oli termici, in genere sono necessari scambiatori di calore più grandi. La riduzione della temperatura dei gas di scarico può portare alla formazione di condensa nel sistema di gas di scarico che può portare alla corrosione. Pertanto devono essere considerate le specifiche dei produttori di motori.
La potenza di un'unità CHP è una specifica definita dal costruttore come potenza massima utilizzabile con tale dispositivo. Questo limite è di solito fissato un po’ inferiore al livello in cui il dispositivo viene danneggiato per consentire un margine di sicurezza. Tuttavia, è anche possibile che con l'invecchiamento del dispositivo CHP, la massima potenza di uscita diminuisca. Così, l’effettiva potenza elettrica di solito differisce dalla potenza dichiarata dal costruttore.
2.6.1 Motori GAS-OTTO
I motori Gas-Otto (Figura 8) sono motori progettati specificamente per l'utilizzo di gas. Essi si basano sul ciclo Otto e solitamente sono azionati con eccesso di aria al fine di minimizzare le emissioni di monossido di carbonio. La capacità elettrica dei motori Gas-Otto varia solitamente tra 100 kWel e 1 MWel e può essere utilizzata per biogas con un contenuto di metano superiori al 45%. L’efficienza elettrica varia tra 34 e 40% ed il tempo di vita medio dei motori Gas-Otto è di circa 60.000 ore. Dopo una revisione generale ogni 60.000 ore la durata può essere estesa. La durata di vita dipende generalmente molto dalle caratteristiche di funzionamento e dalla frequenza di manutenzione.
2.6.2 Motori a Gas-Pilota (ciclo diesel con iniezione pilota)
I motori Gas-Pilota ad iniezione (chiamati anche motori pilota ad iniezione o motori a doppia alimentazione) (Figura 9) si basano sul principio del motore diesel. Così come i motori Gas-Otto, anche i motori gas-pilota ad iniezione funzionano con eccesso di aria.
Per il loro funzionamento, è necessario fino al 10% di diesel o di olio combustibile per l’accensione, che viene iniettato direttamente nella camera di combustione, mentre il biogas viene iniettato insieme all'aria. Generalmente i motori possono funzionare anche solo con gasolio o petrolio. In alcuni paesi come la Germania è imposto di utilizzare biodiesel o olio vegetale come combustibile per l’iniezione pilota per ottenere la tariffa incentivante. L'uso di combustibili fossili per l’iniezione pilota non è una pratica ammissibile per ottenere la tariffa incentivante.
Un uso tipico dei motori gas-pilota ad iniezione include una capacità installata fino a 250 kWel. L'efficienza elettrica varia tra il 30% e il 40% e la vita media di un motore gas-pilota ad iniezione è di circa 35.000 ore, dopo di che il motore di solito deve essere sostituito, in quanto questa soluzione è generalmente più economica di una revisione generale.
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Tabella 2: Caratteristiche selezionate di motori Gas-Otto e motori gas-pilota ad iniezione (adattato da FNR 2010).
Motori Gas-Otto Motori Gas-Pilota ad Iniezione
Capacità elettrica installata
Può essere superiore a 1 MW, capacità di <100 kW si trovano solo raramente
< 340 kW
Contenuto di Metano > 45 % Adatto anche per il biogas con bassissimo contenuto di CH4
Efficienza elettrica 34-42% 30-44%
Vita media 60,000 ore 35,000 ore
Carburante supplementare
nessuno Accensione olio combustibile
1-5%
Convenienza meglio per i più grandi impianti a biogas
meglio per i piccoli impianti a biogas
Vantaggi
- Specifico per gas
- Buoni valori delle emissioni di gas di scarico
- Interventi di manutenzione più bassi del necessario
- Rendimento complessivo superiore a motori gas-pilota ad iniezione
- Costi di investimento più bassi
- Superiore efficienza elettrica rispetto ai motori Gas-Otto
- Bassi requisiti di qualità del gas
Svantaggi
- i costi di investimento sono leggermente superiore a quelli dei motori gas-pilota ad iniezione
- Maggiori costi dovuti a bassi numeri di produzione generale di motori
- Minore efficienza elettrica rispetto ai motori gas-pilota ad iniezione
- Necessari interventi di manutenzione più elevati
- Rendimento complessivo inferiore dei motori gas-Otto
- Necessario Combustibile supplementare (olio)
- Elevati valori di emissione dei gas di scarico (NOx)
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Figura 8 Motore Gas-Otto in un impianto di biogas in Germania (Fonte: Rutz).
Figura 9 Motore a doppia combustione (motore Gas-Pilot ad iniezione) di capacità di 235 kWel con turbina a gas di scarico integrato del 30 kWel capacità (Fonte: Schnell Motoren AG).
2.7 Concetti per la produzione combinata di calore ed energia elettrica degli
impianti a biogas
La maggior parte dei gestori degli impianti a biogas cercano di massimizzare la durata operativa delle loro unità di cogenerazione. E’ possibile un funzionamento a pieno carico di oltre 8.000 ore l'anno, ma di solito la quantità di ore è inferiore. La ragione per massimizzare la durata operativa del dispositivo è riconducibile al fatto che la maggior parte dei sistemi di supporto, come ad esempio le tariffe incentivanti omnicomprensive, forniscono incentivi per la quantità di energia elettrica prodotta.
In altri schemi, e se venissero introdotti adeguati sistemi di supporto, le unità di cogenerazione di impianti a biogas potrebbero funzionare anche sulla base di una domanda di energia elettrica o di calore.
In un sistema comandato dalla domanda di energia elettrica, la potenza di una unità di cogenerazione a biogas potrebbe essere utilizzata per la gestione del carico elettrico.
In un sistema comandato dalla domanda di energia termica, il calore di un'unità di cogenerazione a biogas sarebbe commisurato al fabbisogno di calore. Tali sistemi, tuttavia, non sono comuni, in quanto non sono supportati da incentivi. Inoltre, gli impianti a biogas dedicati alla produzione di calore affrontano diverse sfide, tra cui ad esempio la stagionalità della domanda di calore per il riscaldamento residenziale.
Un limite generale dell’energia elettrica e dalla produzione di calore comandati dalla domanda è la buona, ma limitata, capacità di stoccaggio dei sistemi a biogas. In caso di iniezione di biogas nobilitato (biometano) nella rete del gas naturale, il problema di stoccaggio degli impianti a biogas è risolto, dal momento che la rete del gas naturale ha una capacità di stoccaggio molto grande.
In sintesi, la maggior parte delle unità di cogenerazione negli impianti a biogas sono concepite per massimizzare la produzione di energia elettrica. Per le altre unità di cogenerazione, ad esempio per le unità di cogenerazione su piccola scala per uso domestico che funzionano a gas naturale o a biometano, l'unità di cogenerazione è di concepita principalmente per la produzione di calore.
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3. Opzioni di utilizzo del calore negli impianti a biogas
L'uso del calore residuo da unità di cogenerazione è un fattore cruciale per le prestazioni economiche e ambientali degli impianti a biogas. Deve essere economicamente e tecnicamente fattibile. Se non è possibile l'applicazione di una modalità efficace di utilizzo del calore, devono essere considerate altre soluzioni come la purificazione e l’iniezione in rete di biometano o l'installazione di condutture per il biogas. In molti casi è meglio rinunciare all’idea di un progetto di impianto a biogas se non può essere sviluppato il concetto accettabile per l'utilizzo del calore.
Tuttavia, se progettato bene e sufficientemente in anticipo, gli schemi per l’utilizzo del calore possono essere sviluppati per la maggior parte degli impianti a biogas. Quanto più flessibili sono le condizioni strutturali tante più opzioni sono disponibili per l'utilizzo del calore residuo. Queste condizioni generali sono ad esempio l'ubicazione dell'impianto, i consumatori di calore potenzialmente interessati, questioni legali, liquidità, ecc.
Il prodotto principale degli impianti a biogas è l’energia elettrica, che di solito è immessa in rete. Come mostra la Figura 10, in pochi casi, la CO2 può essere utilizzata, ad esempio per una migliore crescita delle piante in serra, per la produzione di alghe o per l’alimentazione per gli impianti a gas (capitolo 4.6).
Figura 10 Diagramma di flusso semplificato per l'utilizzo di biogas.
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3.1 Riscaldamento
L'utilizzo diretto del calore per diverse applicazioni è tra le più efficaci soluzioni per l'uso sostenibile del calore residuo in modo da sostituire i combustibili fossili e ridurre le emissioni di gas serra. Il modo più semplice di utilizzare il calore è ad esempio per il riscaldamento degli edifici e dell’acqua calda per il gestore dell'impianto, specialmente se è un’azienda agricola. Tuttavia, alcune considerazioni rendono necessaria la formulazione di altri schemi per l’utilizzo del calore. Queste considerazioni includono, per esempio, la quantità di energia disponibile: ad esempio il calore prodotto da impianti agricoli di biogas di medie dimensioni è spesso superiore alla domanda di calore delle aziende agricole. Inoltre, spesso gli impianti a biogas sono eccessivamente lontani dagli edifici, creando così la necessità di elaborare altre opzioni di utilizzo del calore per il riscaldamento diretto. Infine, la quantità e la qualità della domanda e dell'offerta di calore è influenzata dalle variazioni stagionali o giornaliere.
Per la progettazione di impianti di riscaldamento, le caratteristiche della domanda di calore devono essere valutate in modo più dettagliato possibile. Le seguenti caratteristiche devono essere determinate:
Richiesta di calore totale;
Richiesta di calore annuale;
Richiesta di calore di picco;
Variazione stagionale della domanda di calore.
A seconda della dimensione del sistema di riscaldamento, possono essere utilizzati diversi approcci per determinare le caratteristiche di consumatori di calore:
Controllo delle fatture passate dei consumatori per il riscaldamento;
Misure;
Calcoli.
Dettagli sul processo di pianificazione degli impianti di riscaldamento sono descritti nel capitolo 3.1.1, poiché la maggior parte impianti a biogas con un concetto per l'uso diretto del calore includono sistemi di teleriscaldamento di diverse dimensioni.
3.1.1 Teleriscaldamento
L'uso diretto del calore in sistemi di teleriscaldamento (District Heating - DH) è il modo più semplice di valorizzazione del calore residuo. La scala del sistema di teleriscaldamento può variare da impianti molto piccoli in cui sono collegate solo poche famiglie (micro-reti di riscaldamento) (Figura 12) ai grandi sistemi a cui sono collegate intere città. Il calore prodotto da impianti a biogas può essere utilizzato per la fornitura di sistemi sia di piccole che grandi dimensioni.
Grandi sistemi di teleriscaldamento sono definiti come sistemi per la distribuzione di calore generato in una posizione centrale, come ad esempio un impianto a biogas, per esigenze di riscaldamento residenziali e commerciali, quali il riscaldamento di ambienti e di acqua calda sanitaria. In sistemi più grandi è anche possibile collegare diversi generatori di calore nello stesso sistema. Il calore viene distribuito ai consumatori attraverso una rete di tubi ed attraverso scambiatori di calore direttamente o indirettamente collegati (Figura 11, Figura 15). I sistemi di teleriscaldamento sono costituiti da linee di mandata e di ritorno che creano un ciclo chiuso di riscaldamento. Essi trasportano acqua calda o vapore per i consumatori e acqua raffreddata di ritorno ai generatori di calore. Visto che le temperature prodotte in impianti a biogas non sono eccessivamente elevate, di solito viene utilizzata solo acqua calda e non vapore. I tubi devono essere molto ben isolati termicamente e sotterranei. Tuttavia, ci sono anche sistemi con tubi superficiali. Il diametro dei tubi è influenzato dalla dimensione del sistema e dai volumi di acqua trasportati. Apparecchiature aggiuntive
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possono includere scambiatori di calore ed attrezzature di collegamento, sistemi di accumulo di calore e calorimetri.
A seconda del sistema, il consumatore finale riceve normalmente il calore attraverso uno scambiatore di calore (Figura 11). Tuttavia, esistono anche sistemi in cui il ciclo di riscaldamento è direttamente collegato all’impianto di riscaldamento del consumatore. Questo riduce le perdite di calore di circa il 5% per scambiatore di calore, ma necessita di un sistema più sofisticato e maggiori sforzi di manutenzione poiché dei guasti potrebbero influenzare l'intero sistema. Sebbene i moderni sistemi di teleriscaldamento siano molto efficienti, le perdite di calore sono inevitabili. Le perdite devono essere mantenute ai livelli minimi possibili, ma vanno fatte delle analisi costi-benefici per trovare il giusto compromesso tra le perdite e le spese necessarie per minimizzarle. I seguenti parametri influenzano le perdite di calore in un sistema di teleriscaldamento:
Lunghezza del sistema di tubazioni;
Isolamento dei tubi (figura 13);
Tipo di terreno;
Spessore di copertura del terreno sopra i tubi (Figura 12, Figura 14);
Volume, flusso e temperatura dell'acqua del circuito;
Differenza di temperatura previsto per lo scambiatore di calore finale;
Numero di scambiatori di calore che sono collegati in serie.
Ci sono diversi modi per esprimere le perdite di un sistema di teleriscaldamento (Wiese 2007):
Differenza di temperatura all'inizio e alla fine del sistema;
I numeri relativi o le percentuali di perdite di calore;
Quantità assoluta di perdite di calore in kW.
Generalmente, i produttori di tubi di calore considerano delle percentuali di perdita di calore per i loro prodotti. Tuttavia, per la pianificazione di reti di teleriscaldamento, si consiglia di usare i numeri assoluti, dal momento che questo può anche riflettere le perdite di calore in diversi carichi di calore. Il progetto Ecoheat4cities (www.ecoheat4cities.eu) ha messo a punto un’etichetta volontaria per misurare e comunicare le prestazioni dei sistemi di teleriscaldamento, compresa l'energia rinnovabile, l'efficienza delle risorse (fattore di energia primaria) e le emissioni di CO2. Si consentirà così agli attori di tutta Europa di vedere e mostrare come il teleriscaldamento e il teleraffrescamento possono contribuire al raggiungimento di obiettivi energetici pertinenti e facilitare la valutazione del Teleriscaldamento e teleraffrescamento (District Heating-Cooling - DHC) come opzione competitiva e redditizia per il mercato del riscaldamento e del raffreddamento in Europa.Consumatori tipici di calore residuo da impianti a biogas sono entità industriali e commerciali, enti pubblici, e consumatori privati. I consumatori con una domanda di calore in genere alta e costante per tutto l'anno sono ad esempio produttori di carne di grandi dimensioni, acquacoltura, lavanderie, centri ricreativi, ospedali, piscine e centri termali. Meno stabile è di solito la domanda di hotel, mense, magazzini alimentari, scuole e abitazioni private residenziali. L'installazione di un sistema di teleriscaldamento per il calore residuo da impianti a biogas è associata a considerevoli costi di installazione. Quanto maggiore è la distanza tra l'impianto di biogas ed il consumatore di calore, maggiori sono i costi. Nella maggior parte dei progetti, le distanze devono essere mantenute inferiori ai 4 km.
A causa degli alti costi di installazione e i considerevoli sforzi necessari per la messa a punto di un sistema di teleriscaldamento, è raccomandabile stipulare contratti a lungo termine tra il fornitore e il consumatore di calore. Ai sistemi di teleriscaldamento degli impianti a biogas possono essere applicati tre diversi concetti di seguito descritti, ovvero fornitura di calore di base, fornitura completa di calore e vendita alle società di servizi del calore.
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Figura 11 Apparecchiature di connessione (incluso uno scambiatore di calore) di un consumatore finale collegato ad un sistema di teleriscaldamento Achental, Germania (fonte: Rutz)
Figura 12 installazione di un tubo di calore agli edifici di una fattoria (Fonte: ThermaflexIsolierprodukte GmbH)
Fornitura di base di calore
In questo concetto, l'operatore dell'impianto biogas fornisce solo la frazione del calore disponibile dal biogas al consumatore di calore. L'operatore non garantisce la fornitura completa di calore. Pertanto è necessario che il consumatore di calore sia dotato di caldaie
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addizionali che possono essere attivate nel caso il calore fornito dal gestore dell'impianto biogas risulti insufficiente. Questo si verifica principalmente nei periodi di picco della domanda o di non funzionamento dell'impianto di biogas (ad esempio per guasti al sistema o manutenzione). Nel sistema di fornitura di calore di base, il rischio del gestore dell'impianto di biogas è ridotto al minimo. Tuttavia, il gestore dell'impianto di biogas di solito non riesce a spuntare prezzi ragionevoli per la fornitura di calore. I consumatori di calore in genere beneficiano di prezzi del calore molto bassi, ma devono pagare per l'installazione e la manutenzione di caldaie aggiuntive.
Fornitura completa di calore
In questo concetto, l'intera domanda di calore viene soddisfatta dall'impianto a biogas. Ciò comprende quindi anche la fornitura durante i picchi di domanda coma ad esempio in inverni freddi, nonché la fornitura in caso di manutenzione o guasto del sistema. In molti contratti in Germania, è garantita la fornitura di calore per temperature fino a -15°C. In questo sistema l'operatore dell'impianto di biogas deve sostenere maggiori costi di investimento poiché devono essere installati riscaldatori di punta o di emergenza. A tal fine, il collegamento alla rete del gas naturale è auspicabile, poiché il gas naturale potrebbe essere bruciato anche in unità di cogenerazione di biogas e bruciatori. In questo concetto, il rischio è maggiore per l'operatore dell'impianto in quanto deve garantire l'approvvigionamento continuo del calore come è descritto nei contratti firmati. Dal momento che il consumatore ha completamente in outsourcing la fornitura di calore al gestore dell'impianto di biogas, possono essere caricati prezzi più elevati del calore.
Vendita al teleriscaldamento locale o società di servizi di calore
Infine, è possibile che il gestore dell'impianto di biogas venda tutto il calore alla società locale di Teleriscaldamento o ad una società designata di servizio del calore, detta anche società di servizi energetici (ESCo). La società di Teleriscaldamento o la ESCo di solito comprano tutto il calore dal gestore dell'impianto e garantiscono la fornitura completa di calore per il consumatore. Pertanto, la società di Teleriscaldamento o la ESCo devono far funzionare caldaie a regime di picco e di emergenza. Questi possono funzionare con carburanti tradizionali, quali ad esempio gas naturale ed olio combustibile oppure con biocarburanti, come il biogas di altri operatori di impianti, trucioli di legno, biodiesel oppure olio vegetale.
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Figura 13 Tubi isolati per il teleriscaldamento in Germania (Fonte: Rutz).
Figura 14 Costruzione di un sistema di teleriscaldamento in Germania (Fonte: Rutz).
Figura 15 Scambiatore di calore a spirale in Danimarca (Fonte: Rutz).
Figura 16 Caldaia a biogas di 1.500 kW in Danimarca (Fonte: Rutz).
Progettazione di un sistema di teleriscaldamento
Per la progettazione di una rete di teleriscaldamento, è importante considerare che siano coinvolti i soggetti portatori di interessi. Questi possono includere gli operatori degli impianti a biogas, i consumatori di calore, proprietari terrieri delle aree incluse nel tracciato di trasmissione, l'autorità comunale, le società di servizi, le società di teleriscaldamento, progettisti, imprese appaltatrici e residenti. La loro partecipazione dovrebbe essere prevista già dalla fase di pianificazione iniziale. Gli schemi di teleriscaldamento sono complessi soprattutto su larga scala.
Per poter realizzare sistemi di teleriscaldamento per il calore residuo da impianti a biogas, il progetto deve essere tecnicamente ed economicamente fattibile. Questo può essere valutato dalle indagini dei modelli di consumo e dei dati dei consumatori di calore esistenti. In tal modo, devono essere valutati i modelli di consumo stagionali e giornalieri ed i carichi di punta (Schröder 2007). Inoltre è importante considerare gli sviluppi futuri, come ad esempio lavori di ristrutturazione previsti per gli edifici.
Il modo più semplice per stimare il consumo può essere fatto controllando le bollette passate dei consumatori per il riscaldamento. Si consiglia di verificare le bollette di diversi anni passati. Questo metodo è adatto soprattutto se saranno collegati solo pochi
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consumatori e se la domanda di calore è di gran lunga al di sotto della capacità termica dell'impianto di biogas.
Un altro metodo per la valutazione della domanda di calore è attraverso delle misurazioni. Questo metodo può includere misurazioni orarie, giornaliere o mensili. Nelle strutture più grandi, i sistemi di riscaldamento sono talvolta già controllate quindi tali dati possono essere utilizzati. Sono necessarie misurazioni dettagliate se deve essere coperta la domanda di calore totale o se la domanda totale di calore è vicina alla fornitura di calore a disposizione dell'impianto di biogas.
Con l’uso di dati misurati, si possono estrapolare le curve di carico e le curve di durata del carico. Una curva di carico termico è un grafico che mostra l'effettivo consumo di calore nel corso del tempo, solitamente un anno (8760 ore). Ciò fornisce informazioni sulla domanda di calore totale, sui carichi di punta, e sulle caratteristiche relative al tempo.
Una curva di durata del carico termico è simile a una curva di carico, ma i dati richiesti sono ordinati in ordine decrescente di grandezza, piuttosto che cronologico. La figura 17 mostra un esempio di una curva di durata del carico termico per mezzo di un sistema di riscaldamento. Inoltre dimostra quanto calore può essere fornito come carico di base da un impianto a biogas con capacità di 600 kWt e circa 7.200 ore di funzionamento. In tal modo, la fornitura di calore del carico di picco dovrebbe essere fornita da un altro sistema. In questo esempio, se l'approvvigionamento di calore completo dovesse essere coperto dalla produzione di biogas, la capacità dovrebbe essere circa 1.800 kWt.
Figura 17 Esempio di una curva di durata del carico termico di un sistema di riscaldamento compresa la capacità di un'unità CHP da 600 kW.
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Figura 18 Esempio di curve di offerta di calore nel corso di un anno per un impianto di biogas da 600 kWt in Europa centrale.
Infine, possono essere fatti i calcoli per la richiesta di calore. Per la domanda di calore degli edifici, i calcoli di solito includono dati sulla superficie abitabile riscaldata, stato di isolamento, il numero di persone collegate con acqua calda, così come parametri climatici locali.
Oltre ai modelli ed ai dati di consumo, deve essere attentamente pianificata anche la fornitura di calore dell'unità CHP. Pertanto, sono importanti i dati tecnici del costruttore CHP, specialmente sulla capacità termica complessiva. Tuttavia, la realtà dimostra che questi dati sono in genere circa il 3% in meno di quanto dichiarato (Gaderer et al. 2007). Inoltre, deve essere considerata la richiesta di calore per il riscaldamento del digestore, che varia nelle diverse stagioni. La Figura 18 mostra un esempio di una curva di calore offerto da una unità cogenerazione a biogas. In questo esempio, esiste una fornitura di calore ad alta produzione in inverno e un'eccedenza di calore in estate.
La produzione di calore e la richiesta di calore sono fortemente influenzate dalle condizioni climatiche di contesto. Quindi devono essere considerate in particolare le temperature più fredde del sito, in quanto influenzano la quantità e la durata del picco di carico, così come la capacità massima del sistema di riscaldamento installato. I dati climatici sono spesso forniti da istituzioni pubbliche meteorologiche. I dati climatici sono usati per calcolare, insieme ai dati relativi agli edifici collegati (tipo di edificio e la forma, il livello di isolamento, le dimensioni delle superfici delle finestre, e lo scopo della costruzione), la richiesta di calore esatto e le specifiche stagionali di un sistema di teleriscaldamento.
A seconda dei requisiti di sistema, possono essere inclusi in un sistema di teleriscaldamento due diversi sistemi di accumulo di calore. Serbatoi di accumulo sono utilizzati per equilibrare le variazioni giornaliere e a breve termine della domanda di calore. Secondo un esempio di Gaderer et alii (2007), in Germania, l'uso di un serbatoio di accumulo permette di fornire circa 20 case unifamiliari con un impianto di produzione di biogas da 150 kWel e 57 case unifamiliari con un impianto di 500 kWel biogas. Altri sistemi di accumulo sono i sistemi di stoccaggio stagionali che consentono l’immagazzinamento del calore di scarto prodotto in estate, utilizzabile per il consumo in inverno. In questo caso, Gaderer et alii (2007) hanno dimostrato che possono essere fornite circa 48 case unifamiliari con un impianto di produzione di biogas da 150 kWel e 135 case unifamiliari con un impianto di produzione di biogas di 500 kWel. I sistemi di stoccaggio stagionali sono generalmente sonde geotermiche
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di deposito che accumulano l'energia termica nel terreno. In questi sistemi il calore viene scambiato attraverso tubi ad “U” o attraverso un sistema di tubi aperti.
3.1.2 Stalle
Allevamenti di suini e di pollame producono la carne tutto l'anno, anche in inverno. Al fine di garantire una produzione continua e di aumentare la produzione, le stalle sono spesso riscaldate e soprattutto in inverno. Un collegamento di impianti a biogas per allevamenti di suini e pollame consentono l'uso di letame e rifiuti come materia prima per la produzione di biogas e l'utilizzo di calore di scarto per acclimatare le stalle. Tali sinergie possono essere utilizzati in sistemi di allevamento di grandi dimensioni. Tuttavia, possono trarre beneficio anche le unità più piccole e le coltivazioni biologiche sapendo che è necessario un ampio spazio (riscaldato) per ogni animale.
Allevamento di suini
I maiali sono allevati in condizioni diverse in base alla loro età. Un riscaldamento mirato può contribuire in modo significativo a migliorare le condizioni e quindi la produttività del sistema di allevamento. I suini richiedono stalle calde e asciutte che li proteggano dal freddo inverno.
I seguenti livelli di temperatura, a seconda delle età dei suini, sono adatti per l'allevamento del maiale:
• 1a settimana: 32°C;
• 2a - 4a settimana: 28°C;
• 4a - 8a settimana: 22-27°C;
• Ingrasso: 20°C.
Specialmente i giovani suini (suinetti) hanno bisogno di temperature più elevate. Sono disponibili differenti impianti di riscaldamento, come ad esempio stufe zona o mascherine a riscaldamento. La richiesta di calore per suino, alle condizioni climatiche della Germania meridionale, è di circa 16 kWh al mese (Schulz et al. 2007).
Avicoltura
L’avicoltura è l’allevamento di uccelli domestici come polli, tacchini, anatre, oche, con lo scopo di produrre carne agricola o uova per uso alimentare.
I polli sono i volatili più numerosi per razza. Esistono molti sistemi diversi per l'allevamento, considerando che l’allevamento nei sistemi interni è una delle pratiche più applicate. I polli per la produzione di carne, cosiddetta polli da ingrasso, vengono allevati in grandi allevamenti. Le stalle sono dotate di sistemi di alimentazione, sistemi di ventilazione e riscaldamento. Le temperature tipiche delle stalle per l'allevamento da carne, a seconda delle diverse età, del pollo è sintetizzata nella tabella 3. Si distinguono sistemi di riscaldamento centrale che riscalda l’intero stabile ed un elemento radiante che riscalda solo alcune parti della stalla (aree al di sotto delle resistenze) e che sono di solito gestiti con l'elettricità.
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Tabella 3: temperature ottimali di stalle per l'allevamento di polli (Berk 2008).
Età (giorni) Sistema di riscaldamento centrale per l'intero stabile
[°C]
Elemento radiante [°C]
1-2 36-34 32-31
3-4 32-31 30
5-7 30-29 29-28
8-14 29-27 28-26
15-21 26-25 25
22-28 24-23 24
29-35 22-20 22-20
36-42 21-19 21-19
>43 20-18 20-18
3.1.3 Serre
Le serre (Figura 19), spesso hanno bisogno di molta energia per la creazione di migliori condizioni di crescita per le coltivazioni. Le spese di riscaldamento sono di solito tra i più alti costi operativi delle serre. Sono spesso necessarie temperature di 20-25°C anche nelle stagioni fredde. Pertanto, l'uso di calore da impianti a biogas può costituire una sorgente di calore buona e conveniente. Il presupposto è che la serra si trovi in prossimità dell’impianto a biogas.
Il sistema di riscaldamento più adatto in serra è un circuito di riscaldamento ad acqua (Figura 20), in quanto può essere regolato con precisione e può essere ridotto il ricircolo d'aria, considerando che i riscaldatori d'aria hanno diversi svantaggi.
Un fattore importante per determinare se una serra è un consumatore di calore adatto per il calore residuo, è la richiesta di calore. Gabloffsky (2007) afferma che la domanda annuale di carburante per il riscaldamento delle serre di 20°C in Germania può ancora arrivare a circa 600 kWh/m². Si è sviluppato un migliore isolamento delle serre, ma è ancora limitato a causa del fatto che anche deve penetrare abbastanza luce attraverso la copertura trasparente. L’equazione 6 può essere utilizzata per la determinazione della domanda di calore (BDEW 2009):
( ) Equazione 6
Domanda di calore [W]
A Superficie della copertura trasparente [m2] (o superficie in [m²] x 1.4)
u’ Coefficiente della richiesta di calore [W/m2 K]
ti Temperatura interna della serra[°C]
ta Temperatura ambiente minima del luogo [°C]
Il coefficiente della richiesta di calore (u') è un valore per il fabbisogno di calore dei diversi tipi di serra ed è compreso tra 4.6 per serre a doppie vetrate con un sistema di riscaldamento misto e 10 per le serre semplici con lamine e tubi di calore superficiali. Si deve considerare
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che la più alta domanda di calore per le serre si verifica durante la stagione fredda, in particolare in inverno e in tardo autunno e all'inizio della primavera.
Anche il calore disponibile presso l'impianto a biogas è più basso nella stagione fredda, poiché è necessaria più energia per riscaldare i digestori.
Impianti di stoccaggio di calore possono pareggiare le variazioni, ma in generale sono molto costosi. Sono necessari calcoli dettagliati per la pianificazione esatta della domanda di calore di una serra. Infine, dovrebbe essere considerato anche l'utilizzo della CO2 dal flusso di gas di scarico dell'unità di cogenerazione, in quanto la CO2 è necessaria per la crescita delle piante.
Figura 19 Serre acclimatate in Germania (Fonte: Rutz).
Figura 20 Radiatore di un impianto di riscaldamento in una serra in Germania (Fonte: Rutz).
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3.1.4 Acquacoltura
Ci sono molte opportunità per la gestione integrata di sistemi di acquacoltura. Per esempio, in un sistema integrato di Piscicoltura ed Irrigazione (IFFI), un impianto di allevamento ittico viene creato tra una fonte di acqua ed un campo irrigato fornendo ad esso nutrienti. Nell'esempio del concetto “Aquaponic”, l'obiettivo è quello di sviluppare una tecnologia eco-sostenibile per integrare e combinare acquacoltura e orticoltura con emissioni ridotte al minimo e l'ottimizzazione dei flussi di acqua riutilizzabili. L’acronimo “Aquaponic” è composto dalle parole di acquacoltura (pesce) e idroponiche (colture vegetali). Esistono molti altri concetti simili.
In generale, possono crearsi situazioni vantaggiose se gli impianti a biogas e acquacoltura sono collegati. In alcuni sistemi, il digestato viene utilizzato come fertilizzante per l'acquacoltura. In altri sistemi, i rifiuti dell’acquacoltura vengono usati come materia prima per gli impianti a biogas.
Negli ultimi anni, è stato sviluppato un nuovo concetto che ha guadagnato crescente interesse in Europa, vale a dire l'uso del calore di scarico degli impianti a biogas per il riscaldamento nell'acquacoltura. Pesci, gamberi ed altre specie ittiche stanno diventano sempre più rari in natura, nel mare o in altri corpi idrici. Pertanto, esse sono sempre più allevate artificialmente, spesso comportando un elevato impatto ambientale. Impianti di acquacoltura riscaldati sono ancora rari in Europa a causa dei costi elevati dell'energia. L'uso del calore di scarto degli impianti di produzione di biogas offre nuove opportunità agli allevatori in genere per la produzione di prodotti addizionali di alta qualità. L'acquacoltura può essere una fonte interessante di nuovo reddito che consente anche la coltivazione di specie tropicali in climi europei.
Sono stati recentemente istituiti diversi progetti in Europa centrale che sono promettenti. Tuttavia, tali progetti sono associati a rischi elevati e come condizione essenziale ci deve essere un notevole interesse da parte dell'operatore per l’acquacoltura. I seguenti aspetti sono importanti per la pianificazione di progetti di acquacoltura:
Collegamento a diverse reti idriche per acqua e acque reflue;
Conoscenza dell'acquacoltura da parte del gestore;
Conoscenza delle tecniche di macellazione e commercializzazione del pesce da parte del gestore;
Disponibilità di un mercato (locale) per i prodotti;
Prezzo e quantità dei prodotti;
Inquadramento legislativo;
Costi di investimento;
Disponibilità e adeguatezza delle tecnologie.
Impianti di acquacoltura riscaldati possono essere vivai con vasche su terraferma, ma sono utilizzati in modo sempre più crescente sistemi di acquacoltura chiusi e controllati con ricircolo di acqua, chiamati anche allevamenti ittici ad anello o impianti di acquacoltura di ricircolo. Tali sistemi esistono per specie di acqua dolce e specie di acqua salata nonché per specie di gamberetti, così come per specie di climi temperati e tropicali. Un sistema di acquacoltura chiuso in Europa è solitamente organizzato in dei padiglioni, soprattutto se sono presenti specie tropicali che richiedono sforzi notevoli riscaldamento. Il sistema consiste solitamente di diverse vasche che possono essere di materiale sintetico o di cemento. Esistono diversi approcci per la circolazione dell'acqua, che può subire un processo di depurazione sia in un impianto centralizzato che per ogni vasca separatamente.
Per l’allevamento delle specie devono essere create le ideali condizioni di crescita. Queste condizioni sono influenzate dai seguenti parametri: alimentazione, qualità dell'acqua,
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condizioni igieniche generali, ventilazione, temperatura dell'acqua, numero di pesci per unità di volume. Uno dei parametri più importanti è la pulizia e le condizioni igieniche generali per evitare malattie e agenti patogeni e quindi la necessità di ricorrere ad applicazioni di medicina. A causa di micro-sistemi organici filtranti infatti, non può essere applicato nessun antibiotico poiché questi avrebbero un impatto negativo o distruggerebbero i microrganismi di questi sistemi filtranti. Per garantire un processo continuo possono essere monitorati e controllati automaticamente diversi parametri.
Un altro parametro importante è il consumo di energia, considerando che circa un terzo di energia fornita è necessaria come elettricità e circa due terzi come calore (Schulz et al. 2007). Il calore è necessario sia per riscaldare l'acqua che per acclimatare le sale sia come riscaldamento che come raffrescamento. Le temperature di riscaldamento delle vasche variano a seconda del gambero o dei pesci. Un range ideale di temperatura dell'acqua è tra i 20°C e 32°C. Per esempio, il pesce gatto africano (Clarias gariepinus, Burchell 1822) è allevato a 27°C in un progetto in Germania (Landgenossenschaft Pröttlin). In un altro progetto in Germania (www.garnelenhof.de), il gambero bianco del pacifico (Penaeus vannamei) è allevato a temperature ottimali di 30°C. La tabella 4 indica la temperatura dell'acqua ideale per alcune specie.
Esempi di produttori di tecnologia che sono coinvolti in progetti di produzione di biogas combinati a progetti di acquacoltura sono PAL Anlagenbau GmbH (www.pal-anlagenbau.de), F&M AnlagenbauGbR (www.fm-aqua.de), ed International Technology Fish Farming (http://p113585.typo3server.info).
Lo spazio necessario per sistemi chiusi di acquacoltura dipende dalla specie conservata, ma in genere è compresa tra 6 e 10 m² per tonnellata di produzione annua (Schulz et al. 2007). Spesso dei vecchi capannoni ad uso agricolo potrebbero essere utilizzati per l'installazione di impianti di acquacoltura. Per un tipico impianto di 100 tonnellate/anno è necessario un impiegato a tempo pieno (ibid.). Il dipendente dovrebbe avere una buona conoscenza di acquacoltura e del processo. Il costo di investimento tipico per un sistema chiuso di acquacoltura di 100 t/anno di capacità è di circa un milione di euro, ma dipende molto dalle dimensioni, specie, processo, ecc (ibid.).
Oltre al fabbisogno di calore per il riscaldamento dell'acqua e acclimatazione delle sale, il calore è necessario anche per le successive fasi di lavorazione, come per il processo di macellazione. L'acqua calda è necessaria per la pulizia delle attrezzature e per garantire condizioni igieniche. Il calore può inoltre essere convertito per raffreddare il pesce.
Tabella 4 Temperatura dell’acqua necessaria per pesci e specie di gamberetti.
Nome Specie Nome Scientifico Temperatura [°C] Genere
Anguilla europea Anguilla anguilla 23-25 Pesci d'acqua dolce
Pesce gatto africano dai denti taglienti
Clarias gariepinus 27 Pesci d'acqua dolce
Gambero gigante di acqua dolce
Macrobrachium rosenbergii
26-32 Gamberi d'acqua dolce
Gambero tigre nero Penaeus monodon 24-34 Gamberi di mare
Gambero tigre bianco Penaeus vannamei 30 Gamberi di mare
Sandra o Luccioperca Sander lucioperca 22-25 Pesci d'acqua dolce
Rombo gigante Scophthalmus maximus 16-20 Pesci di mare
Pesce siluro Silurus glanis 24 Pesci d'acqua dolce
Tilapia Tilapia sp. 24-26 Pesci d'acqua dolce
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3.1.5 Trasporto di calore in contenitori
In alcuni casi potrebbe non essere possibile installare sistemi di teleriscaldamento o perché le distanze sono troppo lontane o a causa di questioni legali o altre condizioni. In questi casi può essere considerato il trasporto di calore tramite sistemi di stoccaggio in contenitori. Tuttavia si deve notare che questa tecnologia non è ancora ampiamente applicata. Solo pochi produttori stanno attualmente offrendo una tecnologia di sistemi di accumulo di calore in contenitori.
L'idea è quella di immagazzinare il calore del biogas in contenitori mobili, di solito in containers standard non isolati da 20 piedi (6,10 m x 2,44 m). I contenitori non devono essere isolati in quanto l'energia viene immagazzinata chimicamente e senza un aumento della temperatura come in altri sistemi di stoccaggio. Una volta che il contenitore viene caricato, può essere trasportato da camion al consumatore di calore. Le distanze di trasporto potrebbero essere comprese tra 1 e 30 km per un impianto di produzione di biogas 500 kWel (Gaderer 2007). Secondo Kralemann (2007) la distanza non deve essere più lunga di 20 km, se il carico di lavoro massimo è di 4.000 ore.
La difficoltà sta nella tecnologia di stoccaggio all'interno del contenitore. Esistono due principali tecnologie per l'accumulo di calore:
Sistemi di riscaldamento latente di stoccaggio
Sistemi di stoccaggio termodinamici
Nel sistema di riscaldamento latente di stoccaggio il calore viene immagazzinato utilizzando il calore di fusione di una sostanza che è chiamata materiale a cambiamento di fase (Phase Changing Material - PCM). Durante la fase di caricamento, il PCM cambia fase da solido a liquido mentre la temperatura non aumenta (cambiamento di fase isotermica). Se il processo viene invertito, il calore può essere utilizzato nuovamente. I livelli di temperatura adeguati e desiderati influenzano la scelta del PCM che si caratterizza per la sua temperatura di fusione.
Nel “sistema di riscaldamento latente di stoccaggio” per impianti a biogas, il PCM può essere, per esempio, acetato di sodio disciolto (triidrato), che è un sale non pericoloso. L’acetato di sodio disciolto ha un punto di fusione di 58°C. Il circuito di riscaldamento o di carico è separato dal PCM, così l’energia termica deve essere trasferita all'interno del materiale di accumulo. Per il processo di caricamento dovrebbe essere disponibile una differenza di temperatura di almeno 10°C, quindi per l'immagazzinamento di calore in sistemi con acetato di sodio sciolto sono necessari 68°C di calore alla fonte. La bassa temperatura di fusione consente l'uso di questo sistema solo per applicazioni che richiedono temperature basse, a circa 48°C. Pertanto, le applicazioni di questo sistema sono limitate.
Un contenitore di 20 piedi e circa 26 t ha una capacità di calore di circa 2,5 MWh equivalente a circa 250 litri di olio combustibile per il riscaldamento (Schulz et al. 2007). La capacità di carico è di circa 250 kW a temperature di 70/90°C e il tempo di caricamento di circa 10 ore (ibid.). La capacità di consumo è di circa 125 kW ad una temperatura di 48/38°C e il tempo di consumo di circa 20 ore (ibid.).
Un altro PCM adeguato è l’idrossido di bario disciolto (ottoidrato) con un punto di fusione di 78°C. Grazie alle sue caratteristiche di pericolosità, sono necessari particolari requisiti di sicurezza.
Dei sistemi di stoccaggio convenienti richiedono elevati flussi di calore interno, che dipende principalmente dalla conducibilità termica del materiale di accumulo. Materiali non metallici di stoccaggio di solito mostrano bassa conducibilità di calore, in particolare la fase solida si comporta come un isolante termico. L'incremento della conducibilità termica effettiva del materiale di accumulo è essenziale per lo sviluppo di sistemi di stoccaggio convenienti (DLR 2012).
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Fornitori di tecnologia attualmente includono le società LaTherm (www.latherm.de) (Figura 23) o Transheat (www.transheat.de). Transheat offre un container (Figura 22, Figura 21) in cui viene ceduto il calore da uno scambiatore di calore ad un olio termico. Questo olio viene pompato nel serbatoio dove viene mescolato con acetato di sodio, il trasferimento del calore e la conservazione del calore portano allo scioglimento del sale.
Figura 21 - Schema di un sistema di stoccaggio del calore latente (adattato da TransHeat GmbH).
Figura 22 - Carro ferroviario con un sistema di accumulo di calore latente (Fonte: Trans Heat GmbH).
Figura 23 - Rimorchio con un contenitore ed un sistema di stoccaggio di calore latente (fonte: LaTherm GmbH).
Nei “sistemi di stoccaggio termodinamici” (accumulo termico adsorbente) sono utilizzate le Zeoliti. Le zeoliti sono minerali microporosi, alluminosilicati comunemente utilizzati come adsorbenti commerciali. Grazie alla sua struttura porosa, le zeoliti hanno una superficie molto grande. Un solo grammo di pellet di zeolite ha una superficie fino a 1.000 m2 (Fraunhofer 2012). Quando il vapore acqueo passa nel materiale zeolite, il vapore viene adsorbito ed il calore rilasciato. Quindi questi sistemi sono adatti non solo per la conservazione di calore, ma anche al tempo stesso per l’essiccamento. Il sistema viene ricaricato da aria secca e calda.
Secondo Fraunhofer (2012), il sistema può immagazzinare da tre a quattro volte la quantità di calore che può essere immagazzinato dall'acqua. Quindi, richiede solo contenitori di circa un quarto della superficie di serbatoi d'acqua. Inoltre, il calore può essere immagazzinato per un lungo periodo. Perdite di energia si verificano solo nel processo di carica e di scarico del
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contenitore, ma non durante la durata di stoccaggio stesso, in quanto l'energia è legata chimicamente.
Tuttavia, questo sistema non è ancora disponibile in commercio. I ricercatori del Fraunhofer Institute, in Germania, stanno attualmente sviluppando applicazioni a livello dimostrativo con un volume di 750 litri di archiviazione.
Generalmente si deve considerare che deve essere applicato un sofisticato sistema logistico per un rifornimento di calore continuo. Devono essere disponibili abbastanza contenitori di carico e devono essere considerati i tempi di carica e di scarico. Il numero minimo di contenitori può venire calcolata con la seguente formula (Schulz et al 2007):
Equazione 7
N Minimo numero totale di contenitori
nL Numero minimo di recipienti sul luogo di carico
nC Numero minimo di recipienti presso il consumatore
Capacità totale termica necessaria [kW]
Capacità di carico di un contenitore [kW]
Capacità di consumo di un contenitore [kW]
La durata del caricamento è di solito più grande della durata di ricarica a causa del consumo di calore. Inoltre, è importante garantire un buon accesso stradale che permetta il trasporto di contenitori da 26t, così come si deve garantire abbastanza spazio nei punti di collegamento. Può anche essere considerato il coinvolgimento di una società di logistica esterna.
Come è stato già accennato, i sistemi per il trasporto di calore in contenitori non sono ancora implementati su larga scala. Per la messa a punto di nuovi progetti devono essere considerati i seguenti fattori:
L’applicazione è consigliata solo se possono essere applicate altre soluzioni per l'utilizzo diretto del calore (l'installazione di tubi di calore o gas);
Distanza massima di trasporto di 30 km;
Rischio generico a causa della mancanza di esperienza a lungo termine su questi sistemi;
Capacità minima calore necessario di 250 kW;
Richiesta di calore minima di 125 kW;
A seconda del sistema, possono essere offerti solo livelli di bassa temperatura (ad esempio 48 o 78 ° C);
E’ necessario avere una strada di accesso adatta ed abbastanza spazio per i contenitori;
Devono essere evitati conflitti con i vicini a causa di un aumento del traffico;
Il numero di cicli di carico è teoricamente illimitato, ma non esiste nessuna esperienza a lungo termine.
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3.1.6 Riscaldamento per altri scopi
Ci sono molte altre opportunità di utilizzare il calore direttamente o indirettamente come ad esempio con una funzione di raffreddamento o essiccazione. Gli esempi includono:
• Produzione di Medicina: riscaldamento per l'essiccazione e processi di estrazione dalle erbe;
• Lavanderie: produzione di acqua calda per il lavaggio di tessuti;
• Industria lattiero-casearia: riscaldamento e il raffreddamento di prodotti lattiero-caseari;
• Produzione di microalghe: riscaldamento e il raffreddamento dei reattori e di fertilizzazione con CO2;
• Agro-alimentare: acqua calda e vapore per la lavorazione, la pulizia e la igienizzazione;
• Gestione dei rifiuti: igienizzazione di materie prime rifiuti.
3.2 Essiccazione
Oltre l'utilizzo diretto del calore per innalzare i livelli di temperatura per scopi diversi, il calore residuo da impianti a biogas può essere utilizzato anche per l'essiccazione di materiali diversi.
Gli usi più importanti per gli impianti a biogas sono l'essiccazione del digestato, di fanghi di depurazione, di biomasse solide (trucioli, segatura, legno log) e dei prodotti agricoli. Il processo di essiccazione dei materiali è generalmente influenzato dalle seguenti caratteristiche:
Temperatura;
Quantità di calore;
Contenuto di umidità dell'aria;
Tenore di umidità del materiale;
Durata della procedura;
Velocità di ventilazione;
Tipo e forma del materiale.
La temperatura applicata dipende dal materiale che deve essere asciugato e lo scopo per cui il materiale deve essere usato. Prodotti legnosi possono essere asciugati a temperature più elevate, mentre prodotti alimentari sono asciugati a temperature più basse e materiali come sementi (che devono essere in grado di germinare di nuovo) a temperature ancora più basse.
Oltre alla temperatura, anche l'umidità dell'aria è un fattore importante che influenza il processo di essiccazione. Con temperature crescenti, il contenuto massimo di vapore dell’aria può essere superiore. Quando l'umidità relativa è del 100%, l'aria è satura di acqua. Per stimare e pianificare processi di essiccazione, spesso sono utilizzati diagrammi h-x (Figura 24). Essi mostrano il contenuto assoluto di acqua in aria umida (x), umidità relativa (%), la temperatura (°C), e l’entalpia (h). Con questi diagrammi può essere stimata la quantità massima di acqua, che l'aria può prendere dal materiale in essiccazione.
Nell'esempio (tratto da Kirchmeyr & Anzengruber 2008) di Figura 24, è mostrato all'incirca quanta acqua aggiuntiva (vapore) può essere ripresa se la temperatura è di 20°C e se l'umidità relativa dell'aria di ingresso è del 10%. Si tratta di 0,0094 kg di acqua per kg di aria
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(0,005 kg/kg meno 0,0144 kg/kg). Per ottenere le cifre esatte devono essere utilizzati strumenti di calcolo.
Il diagramma mostra inoltre che quanto più aumentano i livelli di temperatura, tanto più il livello di umidità dell'aria di ingresso diventa meno importante e fino a diventare trascurabile per l'essiccazione.
Figura 24 - Diagramma h-x (a 1,013 mbar) di Mollier (Fonte: tratto da Grundfos 2012).
Tabella 5 - Contenuto d'acqua in aria a diversi livelli di temperatura (Kirchmeyr & Anzengruber 2008)
Temperatura in °C Acqua massima di stoccaggio in aria al
35% di umidità relativa [g/kg]
Acqua massima di stoccaggio in aria al
100% di umidità relativa [g/kg]
Assorbimento di acqua supplementare
in aria [g/kg]
20 5.0 14.4 9.4
30 9.1 36.1 16.4
40 15.9 45.4 26.9
50 39.6 113.1 73.5
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Il contenuto di acqua e l'umidità della biomassa (legno, piante erbacee) sono due fattori importanti che caratterizzano l'acqua contenuta nel materiale. Essi possono essere calcolati come dimostrato nell’equazione 8 e nell’equazione 12.
Equazione 8
Equazione 9
Equazione 10
Equazione 11
( ) ( )
Equazione 12
mw - Massa dell’acqua nel materiale [kg]
mm - Massa del materiale umido [kg]
md - Massa del materiale secco [kg]
w - Contenuto di acqua [%]
u - Umidità del materiale [%]
Huw - Valore energetico [MJ/kg] di materiale a contenuto d'acqua w
Hua - Valore energetico [MJ/kg] di materiale secco in stato anidro
2.44 - Energia di vaporizzazione [MJ/kg] di acqua a 25°C
Il contenuto d'acqua “w” e l'umidità “u” sono collegati tra loro e possono essere facilmente convertiti (Equazione 11). Pertanto, il contenuto di acqua del 50% è equivalente ad una umidità del 100%. L'umidità può essere superiore al 100%. Il contenuto di acqua tipico di legno fresco è di circa 45-60%.
Un altro fattore importante nel processo di essiccazione è il tempo necessario per asciugare il materiale e la stagionalità del materiale da essiccare. La stagionalità di alcuni materiali è mostrato in Tabella 6. La tavola include anche temperature massime di essiccazione.
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Tabella 6 - Tempi e temperature di asciugatura per i diversi materiali.
Materiale Stagione di essiccazione Temperatura massima di asciugatura [°C]
Trucioli di legno e legno log della silvicoltura
inverno 55-150
Trucioli di legno e legno log da manutenzione del paesaggio
Tutto l'anno 55-150
Cippato di piantagioni a turno breve
inverno 55-150
Cereali Luglio-Agosto 30-65
Piante medicinali e piante di spezie
Giugno-Ottobre 25-50
Digestato e fanghi di depurazione
Tutto l’anno 55-95
Esistono diverse tecnologie di essiccazione. Tecnologie adatti per le temperature relativamente basse di calore reflue provenienti dagli impianti di produzione di biogas includono essiccatori di carica, essiccatori a nastro ed essiccatori “feed-and-turn” (Tabella 7).
Tabella 7 - Tecnologie di essiccazione e le loro caratteristiche principali.
Tipo di essiccatore
Materiali di essiccazione
Caratteristiche
Essiccatore di carico
Grano, mais, semi ed altri materiali alla rinfusa
L'aria calda attraversa il materiale in bunker orizzontale o verticale, sia in silos fissi, camion o container. Si tratta di uno dei più semplici essiccatoi poiché il materiale non viene attivamente spostato. E 'anche molto economico e adatto per piccole potenze: per aziende fino a 100 ettari di superficie coltivata a cereali o per la disponibilità di calore fino a 500 kWt.
Essiccatore a nastro
Merci alla rinfusa, come digestato (separati), trucioli di legno, grano, mais, insilato di mais
Aria calda asciuga il materiale che si sta lentamente inoltrando su un nastro. A causa dei maggiori costi di investimento, questa tecnologia è generalmente adatta per disponibilità termica superiore a 500 kWt.
Essiccatore Feed-and-turn
Piante da olio, erbe, erba, pellets, granulati, trucioli di legno, sansa
L'aria calda viene fatta passare attraverso un doppio fondo (griglia inferiore) attraverso il prodotto. Dispositivi di tornitura, come pale mescolano e trasportano il prodotto.
Essiccatore a rullo
Materiale sfuso da agricoltura e manutenzione del paesaggio
Materiale in transito in un fusto orizzontale. Poiché le temperature elevate sono necessarie (1.000 ° C), questo essiccatore non è applicabile a impianti a biogas.
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3.2.1 Fanghi di depurazione e digestato
Il digestato è il residuo materiale degli impianti di digestione anaerobica, degli impianti di depurazione dei fanghi e di trattamento delle acque reflue. A seconda della composizione e delle caratteristiche, può essere utilizzato, anche senza ulteriori trattamenti, in diversi modi, ad esempio come fertilizzante. Lo stoccaggio, il trasporto, la movimentazione e l'applicazione del digestato producono costi rilevanti, rispetto al potenziale valore per uso come fertilizzante, a causa del grande volume ed al basso contenuto di sostanza secca.
Tali costi relativi alla gestione del digestato aumentano significativamente in paesi con zone di produzione intensiva di animali, come la Danimarca, la Germania, l'Italia e la Francia, dove severe normative ambientali nazionali limitano la quantità di sostanze nutritive da applicare per unità di superficie agricola (Al Seadi et al., 2013). Queste norme rendono necessario il trasporto e la distribuzione su campo di sostanze nutritive lontano da aree ad uso agricolo intensivo. Al fine di ridurre i costi di trasporto, il digestato deve essere ulteriormente trattato.
Il primo passo in un sistema di trattamento del digestato è la separazione solido-liquido, che separa il digestato liquido in materiale solido ad elevato tenore di sostanza secca e liquido a basso tenori di sostanza secca. Questa separazione è spesso fatta meccanicamente, ad esempio con separatori a compressione elicoidale o centrifughe decanter. La fase secca del digestato può essere ulteriormente compostata o essiccata.
L’essiccazione del digestato può essere fatta con essiccatori solari in serra o con calore residuo da impianti a biogas. I due sistemi possono anche essere combinati (essiccazione ibrida). In un essiccatore a nastro (figura 25) il digestato viene continuamente e uniformemente trasportato attraverso una camera di alimentazione su un nastro perforato. La cinghia trasporta il prodotto attraverso la zona di asciugatura. In queste celle, l’aria calda o flussi di gas di scarico fluiscono attraverso o sopra il digestato umido e lo asciugano. Il materiale essiccato può essere utilizzato nei settori dell'orticoltura e del giardinaggio direttamente o in forma pellettizzata. Il materiale può essere utilizzato anche in vivai o per i sistemi di coltivazione speciali, come ad esempio per la produzione di funghi. La situazione ed i mercati locali influenzano la commerciabilità del compost o digestato essiccato. Inoltre, devono essere considerati gli standard di qualità e la legislazione sui fertilizzanti e sui compost prodotti. Soprattutto per il trattamento dei rifiuti da impianti a biogas, la concentrazione di metalli pesanti può essere un ostacolo per la vendita del digestato prodotto. Questo può influenzare la scelta se i prodotti vengono utilizzati su terreni agricoli per la produzione alimentare o se applicati ad altre aree quali giardini, parchi, ecc. Naturalmente queste condizioni locali incidono sul bilancio del gestore dell'impianto.
Ulteriori trattamenti sono spesso un requisito obbligatorio per l'utilizzo di fanghi di depurazione dato che alcune norme (come in Germania) non ammettono fanghi di depurazione delle acque reflue in discarica, senza alcun ulteriore trattamento. Pertanto, è necessaria o l'applicazione diretta come fertilizzante (che è anche regolato a seconda del contenuto di inquinanti) o l'asciugatura con incenerimento contiguo. I metodi di essiccazione dei fanghi sono generalmente gli stessi per l'asciugatura del digestato. I fanghi di depurazione essiccati possono essere bruciati in impianti di incenerimento.
In generale, la domanda di calore per essiccamento dei fanghi di depurazione o digestato è continua, con piccole variazioni stagionali dovute a temperature più basse. Tuttavia, se i sistemi sono abbastanza grandi, il materiale può essere essiccato a seconda della disponibilità di calore. Questo metodo è un modo efficiente di utilizzare grandi quantità di calore di scarto.
L'uso del calore per l'essiccazione del digestato e la successiva pellettizzazione per diversi concetti sul biogas è attualmente in fase di discussione. I pellets di digestato possono essere utilizzati per la produzione di energia in grandi impianti di incenerimento. Tuttavia, questa procedura contraddice l'idea di creare cicli chiusi dei nutrienti e sostituire fertilizzanti artificiali con fertilizzanti organici. Pertanto, questo approccio non è raccomandato dagli autori.
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Figura 25 - Essiccatore a nastro per l'essiccazione del digestato di fronte a un impianto di biogas (Fonte: STELA Laxhuber GmbH).
3.2.2 Ciocchi, cippato e pellets
La domanda di biomassa solida e soprattutto per i prodotti in legno è in costante aumento a causa del crescente utilizzo di questo materiale per il riscaldamento. Il legno tagliato di fresco contiene grandi quantità di acqua, circa il 50-65%, legata al legno sia chimicamente che fisicamente.
A seconda dell'utilizzo finale, il legno deve rispondere spesso a degli standard minimi per quanto riguarda il suo contenuto massimo di acqua. Specialmente per le unità di combustione più piccole, la legna deve essere considerevolmente secca, per i seguenti motivi (Rutz et al. 2006; Hiegl et al. 2011):
Più alto è il contenuto di acqua, meno efficiente sarà la combustione dal punto di vista energetico, in quanto parte dell'energia viene "persa" per la vaporizzare l’acqua. Il potere calorifico inferiore è maggiore se il legno è asciutto.
La conservazione è migliore se il contenuto d'acqua del legno è inferiore al 25%, in quanto le condizioni di vita per i microrganismi (funghi e batteri) sono più difficili in condizioni secche.
La crescita di microrganismi comporta una perdita di materiale, che riduce il contenuto energetico.
Il rilascio di spore di funghi (nei trucioli di legno) può portare a rischi per la salute.
Alcuni prodotti per subire ulteriori trasformazioni, necessitano che il contenuto di umidità sia ridotto al minimo. Per esempio, la segatura da legno fresco ha bisogno di essiccamento prima di poter essere pellettizzata.
Vantaggi logistici per il trasporto su lunghe distanze, dato che sono ridotti sia il peso che il volume.
Il rapporto del potere calorifico del legno rispetto al contenuto di acqua è mostrato in Figura 26. Maggiore è il contenuto di acqua, minore è il potere calorifico.
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Figura 26 - Potere calorifico del legno rispetto al contenuto di acqua (fonte: FNR 2012).
Possono essere applicati diversi metodi per essiccare il legno. Il metodo più semplice di essiccazione è di immagazzinare il legno in esterno per 1-3 anni, a seconda dello spessore e del tipo di legno. Tuttavia, a causa della crescente domanda di legno e le pratiche di produzione (colture legnose a breve rotazione), il tempo sta diventando un fattore limitante ed i costi per i depositi a lungo termine sono un fattore importante. Pertanto, l’essiccazione artificiale sta acquisendo sempre più importanza.
Il legno in ciocchi può essere ottenuto da foreste, piantagioni dedicate a legno, o dalle misure di manutenzione del paesaggio. Il contenuto di acqua del legno in ciocchi deve essere ridotta a livelli inferiori al 20%. Le norme europee classificano il legno in ciocchi in 4 categorie di umidità (M20, M30, M40, M65), dove i numeri esprimono il limite massimo del tenore d'acqua. L’essiccazione artificiale richiede costi piuttosto bassi. Il legno forestale e da piantagioni dedicate di solito è raccolto in inverno, quando il contenuto di acqua nel legno è naturalmente ridotta, e quando il terreno è congelato con lo scopo di ridurre i danni al suolo. Così, la domanda di calore per l'essiccazione del legno in ciocchi è generalmente più elevata in inverno. In inverno, invece, il calore di scarico degli impianti a biogas è generalmente inferiore. Pertanto, in alternativa, il legno raccolto può essere stoccato ed essiccato solo quando c'è surplus di calore disponibile, spesso in estate: il legno che viene raccolto in estate è molto umido. Il ciocchi di legno da manutenzione del verde sono raccolti tutto l'anno: in questo modo viene creata una domanda di essiccazione continua per il legno da manutenzione del paesaggio. Il legno in ciocchi è tipicamente essiccato in una camera di essiccazione (essiccatore di carico) attraverso cui viene soffiata l'aria calda.
Il cippato è disponibile presso gli stessi sistemi di produzione del legno in ciocchi, ma richiede macchinari pesanti ed è perciò prodotto solo a scala più ampia rispetto al legno in ciocchi. Il contenuto di acqua del cippato deve essere ridotto a livelli inferiori al 20%. Norme europee classificano il cippato in 5 categorie di umidità (M20, M30, M40, M55, M65). A causa della piccola dimensione delle particelle, il cippato è sensibile ai microrganismi se il contenuto di acqua è troppo alto. L’aumento dell’attività dei microrganismi porta all'aumento delle temperature del materiale che ha persino causato autocombustione in impianti di stoccaggio di cippato. Il cippato sono tipicamente essiccati in essiccatori di carico, che possono essere contenitori o depositi (Figura 27, Figura 28), attraverso cui viene soffiata l'aria calda. Possono essere utilizzati anche essiccatori feed-and-turn.
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Figura 27 - Contenitore di essiccazione e condutture dell'aria di riscaldamento per i trucioli di legno in un impianto di biogas a Monaco di Baviera, Germania (Fonte: Rutz).
Figura 28 - Contenitore di essiccazione di trucioli di legno a Monaco di Baviera, Germania (Fonte: Rutz).
I ”Pellets” sono ottenuti pressando la segatura in piccole granuli standardizzati che sono convenienti per l'utilizzo in caldaie, sia per uso domestico che per uso industriale. Grazie alla loro alta densità energetica ed omogeneità, i pellets possono essere facilmente commercializzati ed utilizzati per sistemi di alimentazione automatica. Prima della compressione la segatura deve essere essiccata a livelli di contenuti di acqua inferiori al 10%. Norme europee classificano i pellets in 3 categorie di contenuti di acqua (W10, W20, W30). Il calore di scarico degli impianti a biogas potrebbe essere utilizzato per asciugare la segatura, in quanto la richiesta di calore è continua durante tutto l'anno.
3.2.3 Prodotti agricoli
Al fine di aumentare la conservabilità di molti prodotti agricoli (cereali, erbe, spezie e piante medicinali, fieno), questi devono essere essiccati per soddisfare determinati requisiti riguardanti il contenuto di acqua. Il contenuto di acqua di questi prodotti è influenzato dalla stagione di raccolta e dalle condizioni atmosferiche durante la raccolta nonché dalle condizioni climatiche generali e dal tipo di prodotto sul mercato. In diversi casi è necessaria l’essiccazione artificiale dopo la raccolta, creando così opportunità per l'uso di calore negli impianti a biogas. Il fabbisogno di calore per l'essiccazione di questi prodotti è stagionale e si applica soprattutto durante l'estate. In estate, spesso esiste un surplus di calore da impianti a biogas che potrebbe essere usato per l'essiccazione.
Tra le applicazioni più frequenti di essiccazione in agricoltura vi è l'essiccazione dei cereali, in particolare nelle stagioni con lunghi periodi di pioggia. Il contenuto di umidità massimo per una buona conservazione dei cereali è di 14,5%. A causa delle limitazioni di mezzi idonei per l’essiccamento, i cereali sono spesso conservati a 7°C fino a quando non sono secchi. Dopo lo stoccaggio dei cereali, l'umidità viene solitamente nuovamente aumentata fino a circa il 16-17% per facilitarne la macinazione. Al fine di mantenere i nutrienti o le capacità di germinazione dei semi, le temperature di essiccazione non devono essere superiori a quelle indicate nella Tabella 8. In tal modo, le temperature massime diminuiscono con l'umidità. Le tecnologie di essiccazione dei cereali di solito includono essiccatori a carica ed essiccatori feed-and-turn.
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Tabella 8- Temperature massime (in °C) per il riscaldamento dei cereali (Strehler 1993 a Karalus 2007).
Umidità [%] Grano [°C] Segale, avena, orzo [°C]
Orzo da birra [°C]
16 55 65 49
18 49 59 43
20 43 53 38
22 37 47 34
24 35 40 30
Ancora più sensibili alle temperature rispetto ai cereali sono le piante medicinali, erbe e spezie che di solito sono essiccate in un essiccatoio a nastro. Questi prodotti sono in genere essiccati a livelli di umidità sotto il 9%. Esempi di queste piante sono menta piperita, camomilla, aneto, prezzemolo, erba cipollina e piante aromatiche.
3.3 Raffreddamento
Il calore di scarto da impianti a biogas può essere utilizzato anche per creare la capacità di raffreddamento. Esistono due principi fondamentali di dispositivi di raffreddamento, vale a dire refrigeratori ad assorbimento ed a compressione di vapore.
3.3.1 Panoramica sui refrigeratori
I refrigeratori a compressione di vapore sono i dispositivi più utilizzati per impianti di climatizzazione e per la refrigerazione in frigoriferi domestici e commerciali. Il cuore di questo sistema è il compressore che viene azionato con energia elettrica.
In contrasto con il funzionamento ad alimentazione elettrica in refrigeratori a compressione di vapore, i refrigeratori ad assorbimento utilizzano principalmente il calore come energia per il processo di raffreddamento. I refrigeratori ad assorbimento sono un'alternativa ai refrigeratori con compressori regolari nelle situazioni in cui l'elettricità è inaffidabile, costosa, o non disponibile, ed in cui il rumore del compressore crea problemi, o in cui è disponibile calore in eccesso come nel caso degli impianti a biogas. Generalmente, i refrigeratori ad assorbimento sono caratterizzati dai seguenti principali vantaggi rispetto ai refrigeratori a compressione di vapore (Skagestad & Mildenstein nd):
Minor bisogno di energia elettrica per il funzionamento del refrigeratore;
Inferiori livelli di rumore e di vibrazioni durante il funzionamento;
Possibilità di sfruttare il calore recuperato e convertirlo in energia di raffreddamento;
Le soluzioni di refrigeranti in genere non rappresentano una minaccia per il depauperamento dell’ozono atmosferico.
Entrambi i sistemi di refrigerazione utilizzano un liquido refrigerante, di solito con un punto di ebollizione molto basso (spesso meno di -18 ° C). In entrambi i tipi, il calore viene estratto da un sistema creando così l'effetto di raffreddamento, quando il liquido refrigerante evapora. La differenza principale tra i due sistemi è il modo in cui viene trasformato il refrigerante da gas a liquido e viceversa, in modo da rendere il ciclo ripetibile. Il refrigeratore a compressione trasforma il gas in un liquido, aumentando i livelli di pressione mediante un compressore alimentato elettricamente.
Un refrigeratore ad assorbimento trasforma il gas in un liquido, per assorbimento del refrigerante in un altro liquido con successiva evaporazione per calore. L'altra differenza tra i
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due tipi è il refrigerante utilizzato. Refrigeratori a compressione utilizzano in genere gli idroclorofluorocarburi (HCFC) o idrofluorocarburi (HFC), mentre refrigeratori ad assorbimento in genere utilizzano ammoniaca o bromuro di litio (LiBr).
In generale, i refrigeratori ad assorbimento sono classificati come a fiamma diretta o indiretta, o come singolo, doppio o triplo effetto. Per l'utilizzo di calore di scarto di impianti a biogas, sono pertinenti solo i refrigeratori a fiamma indiretta, anche se in teoria anche i refrigeratori a fiamma diretta potrebbero essere gestiti con la combustione diretta di biogas. I refrigeratori ad assorbimento e compressione possono essere anche combinati (raffreddamento a cascata o ibrido).
La classificazione in refrigeratori ad assorbimento a singolo, doppio effetto o triplo effetto si basa sul numero di fonti di calore (livelli). I refrigeratori ad assorbimento hanno solo un livello di riscaldamento del fluido di lavoro (soluzione debole). I refrigeratori ad assorbimento a doppio effetto hanno due fasi di generazione di vapore per separare il refrigerante dall’assorbente. Pertanto, questi sistemi hanno due condensatori e due generatori. Il trasferimento di calore avviene ad una temperatura superiore rispetto alla ciclo singolo effetto. I refrigeratori a doppio effetto sono più efficienti, ma anche più costosi (New Buildings Institute, 1998). I refrigeratori ad assorbimento a triplo effetto sono ancora più avanzati rispetto agli assorbitori a doppio effetto. Questi ultimi sono in fase di sviluppo, e sono il prossimo passo nell'evoluzione della tecnologia ad assorbimento (New Buildings Institute, 1998).
L'uso di macchine ad assorbimento dipende dalla temperatura del calore residuo, dal refrigerante utilizzato e dal mezzo di trasporto, oltre che dalla temperatura di raffreddamento desiderata. Refrigeratori ad assorbimento LiBr/H2O sono in grado di raffreddare fino a 6°C e quelli ad assorbimento NH3/H2O da 0°C fino a -60°C.
Al fine di confrontare i refrigeratori è utilizzato il rapporto di efficienza energetica (EER) che è simile al coefficiente di prestazione (COP) delle pompe di calore. Esso è il rapporto tra la potenza frigorifera o capacità refrigerante (QC) e la capacità termica (QH). In tal modo, la portata della pompa (PP) è trascurabile. L'EER dei sistemi di refrigerazione ad assorbimento attuali di è inferiore a 1. Un EER tipico per refrigeratori disponibili in commercio va da 0,65-0,8 per le unità a singolo effetto e da 0,9-1,2 per le unità a doppio effetto (Skagestad & Mildenstein n.d.).
Equazione 13
EER - Rapporto Efficienza Energetica
- Capacità Refrigerante [kW]
- Capacità termica [kW]
PP - Portata della pompa [kW]
Il processo generale di un tipico refrigeratore ad assorbimento ammoniaca-acqua è mostrato in Figura 29. In questo processo, l'ammoniaca (NH3) serve come refrigerante e l'acqua (H2O) come mezzo di trasporto (assorbente). Nell'evaporatore il refrigerante ammoniaca pura allo stato liquido produce l'effetto di raffreddamento. Essa assorbe il calore dalla sostanza da raffreddare e viene evaporata. Da qui, il vapore di ammoniaca viene pompato all'assorbitore. Nell’assorbitore è già presente una soluzione debole di ammoniaca-acqua. L'acqua, utilizzata come mezzo di trasporto nella soluzione, è insatura e ha maggiore capacità di assorbire ammoniaca in fase gassosa. Come l'ammoniaca passa dall'evaporatore all'assorbitore, essa viene prontamente assorbita dall’acqua e si forma una
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soluzione concentrata di ammoniaca-acqua. Durante il processo di assorbimento, viene liberato calore che può ridurre la capacità dell’acqua di assorbimento dell’ammoniaca, così l'assorbitore viene raffreddato dall'acqua di raffreddamento. A causa dell'assorbimento di ammoniaca, nell'assorbitore viene formata una soluzione concentrata di ammoniaca-acqua. Questa soluzione viene pompata dalla pompa ad alta pressione nel generatore in cui viene riscaldata dal calore di scarico dell'impianto biogas mentre l’ammoniaca viene vaporizzata. I vapori di ammoniaca lasciano il generatore, arricchiti di alcune particelle di vapore acqueo che si lasciano trasportare dall’ammoniaca refrigerante a causa della forte affinità dell’acqua per l'ammoniaca. Per questo il vapore viene passato attraverso il separatore, che lavora in modo simile ad una colonna di distillazione. L’acqua risale attraverso il rigeneratore e la valvola di espansione fino al generatore. La soluzione diluita di acqua-ammoniaca risale dal generatore all'assorbitore. Il vapore puro di ammoniaca entra nel condensatore ad alta pressione dove viene raffreddato dall’acqua. Qui cambia fase in uno stato liquido e quindi passa attraverso la valvola di espansione dove la sua temperatura e pressione si riducono improvvisamente. L’ammoniaca infine entra nuovamente nell'evaporatore, dove si produce l'effetto di raffreddamento. In tal modo il ciclo è chiuso.
Figura 29 - Processo di un tipico refrigeratore ad assorbimento NH3/H2O.
3.3.2 Teleraffrescamento
Il teleraffrescamento è simile al teleriscaldamento, ma distribuisce acqua fredda invece di calore. Anche se la domanda per il raffrescamento è in costante aumento, a causa di più elevati standard di comfort ed alle elevate temperature legate al cambiamento climatico, il teleraffrescamento non è così applicato come il teleriscaldamento. Diverse città europee hanno introdotto sistemi di teleraffrescamento, al fine di ridurre le emissioni di gas-serra (Figura 30).
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Figura 30 - Risparmi annuali di CO2 in selezionate città europee grazie al teleraffreddamento (Fonte: Euroheat & Power).
La fonte di raffrescamento può essere da refrigeratori ad assorbimento o a compressione di vapore, e da altre fonti come il raffrescamento dall’ambiente circostante o da profondi laghi, fiumi, falde acquifere e oceani. Possono anche essere combinati diversi sistemi di raffrescamento. Un generale vantaggio di utilizzare il calore residuo proveniente da impianti a biogas per il funzionamento di macchine ad assorbimento è l'alta disponibilità stagionale di calore combinata con la forte domanda di raffrescamento, in estate. A seconda dei contratti con i consumatori, può essere fornita acqua refrigerata sia per la domanda di base che di picco. A causa dei maggiori costi di investimento dei refrigeratori ad assorbimento, possono essere azionati refrigeratori aggiuntivi a compressione di vapore durante i picchi di domanda per garantire l’alimentazione di picco.
La progettazione del sistema di teleraffrescamento è governata dai seguenti fattori principali:
La differenza di temperatura tra i tubi di mandata e ritorno;
Velocità di flusso;
La pressione di rete e il differenziale di pressione tra tubi di mandata e ritorno.
Il successo del teleriscaldamento e del teleraffrescamento dipende in gran parte dalla capacità del sistema di ottenere elevati differenziali di temperatura (ΔT) tra acqua di mandata e ritorno (Skagestad & Mildenstein nd).
Il ΔT è tipicamente limitato a 8-11°C. I sistemi di solito regolano la temperatura dell'acqua di alimentazione refrigerata in base alla temperatura dell'ambiente esterno.
I sistemi di teleraffrescamento possono essere suddivisi in tre gruppi in base alla temperatura di mandata (ibid.):
Temperature convenzionali acqua refrigerata: 4°C a 7°C;
Sistemi di ghiaccio idrici: +1°C;
Sistemi di ghiaccio semi-solido: -1°C.
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A causa dei piccoli gradienti di temperatura tra la rete di tubazioni e il terreno circostante, non è necessario isolare i tubi. I tubi di raffrescamento sotterranei della rete di distribuzione di solito sono sepolti ad una profondità di circa 60 cm. In climi molto caldi e per i tubi fuori terra, è necessario l'isolamento.
Le velocità di flusso massime ammissibili sono regolate da limitazioni di caduta di pressione e disturbi critici di sistema causati da fenomeni transitori. In generale, devono essere evitate velocità superiori a 2,5-3,0 m/s, a meno che il sistema sia stato appositamente progettato e protetto per consentire velocità di flusso superiori (ibid.).
3.3.3 Applicazioni del raffrescamento
Per la messa a punto di sistemi di teleraffrescamento più grandi, il calore di scarto da impianti a biogas è di solito insufficiente. Tuttavia, acqua refrigerata da calore residuo da impianti a biogas potrebbe essere integrata in sistemi già esistenti di teleraffrescamento.
Appositi sistemi di teleraffrescamento (micro-sistemi di teleraffrescamento) possono essere impostati su una scala molto più piccola per l'utilizzo di calore di scarto da impianti di produzione di biogas, che collega solo uno o pochi consumatori. Quindi, il vantaggio è che la maggiore quantità di calore da impianti a biogas è disponibile in estate, quando vi è anche una forte domanda di raffrescamento. Tuttavia, il raffrescamento con calore di scarto da impianti a biogas è ancora una applicazione di nicchia e poco utilizzato. Esempi di raffrescamento con calore di scarto da biogas includono:
Climatizzazione degli edifici pubblici e privati;
Climatizzazione degli edifici di stoccaggio degli alimenti: cereali, ortaggi, frutta, carne;
Climatizzazione di stalle: suinicoltura;
Climatizzazione delle sale server per l'elaborazione dei dati;
Industria del pesce: raffrescamento delle sale di stoccaggio e trattamento di ghiaccio;
Industria del latte: il raffrescamento del latte presso l'azienda agricola, raffrescamento per la lavorazione industriale del latte e dei prodotti lattiero-caseari;
Piccola industria: processo di raffrescamento di strumenti per la lavorazione dei polimeri.
Una particolare applicazione del raffrescamento è la produzione di ghiaccio. In tal modo, l’accumulo di ghiaccio può essere utilizzato per equilibrare temporaneamente fornitura di calore e domanda. Inoltre, simile al trasporto di calore in contenitori, il ghiaccio può essere facilmente trasportato ai consumatori, riducendo così la necessità di tubazioni in sistemi di teleraffrescamento. Tuttavia questa pratica non è molto comune per i concetti di calore residuo degli impianti a biogas.
3.4 Produzione di energia elettrica supplementare
Come è stato già descritto nei capitoli precedenti, l'elettricità è un tipo di energia di qualità molto elevata, dal momento che può essere facilmente convertito in altre forme di energia. Il calore residuo da biogas, con temperature che variano da 80°C a 550°C, è molto meno prezioso, dal momento che è più difficile convertirlo in altre forme di energia. Tuttavia, esistono soluzioni tecniche idonee a convertire il calore residuo in energia elettrica supplementare in cicli termodinamici e, quindi, ad ottenere ricavi da elevati prezzi dell'elettricità.
Generalmente, un ciclo termodinamico è costituito da una serie di processi termodinamici che trasferiscono calore e lavoro, con variazione di pressione, temperatura, ed altre variabili
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di stato. Due classi principali di cicli termodinamici sono i cicli di alimentazione e cicli di pompa di calore. I cicli di alimentazione sono cicli che convertono un input di calore in un output di lavoro meccanico, mentre i cicli a pompa di calore trasferiscono calore da bassa ad alta temperatura con lavoro meccanico come input. Nei seguenti capitoli sono descritti alcuni cicli di alimentazione che potrebbero essere utilizzati per il calore di scarto da impianti a biogas.
3.4.1 Sistemi CRC
Il calore può essere convertito in energia meccanica e successivamente in energia elettrica da cicli Rankine (noto come Clausius-Rankine Cycle, CRC). In un ciclo chiuso, solitamente l’acqua viene riscaldata, evaporata e passata attraverso una turbina che muove il generatore per la produzione di energia elettrica. Questo ciclo viene utilizzato in impianti più tradizionali e di nuova generazione, compresi in impianti solari termici, biomasse, carbone e nucleare.
Figura 31 - Schema del Ciclo Rankine (Fonte: Wikipedia in lingua italiana per l'uso Andrew Ainsworth).
Ci sono quattro fasi del ciclo Rankine, che sono indicati da numeri in Figura 31:
1-2: Il fluido di lavoro viene pompato dal basso a pressioni elevate. Poiché il fluido è un liquido, in questa fase la pompa richiede un minimo di energia in ingresso.
2-3: Il liquido ad alta pressione entra in una caldaia dove viene riscaldato a pressione costante dal calore di scarto dalla produzione di biogas per diventare vapore saturo secco.
3-4: Il vapore saturo secco espande attraverso una turbina, generando potenza. Questo fa diminuire la temperatura e la pressione del vapore, provocando condensazione.
4-1: Il vapore umido entra quindi in un condensatore dove viene condensato ad una temperatura costante per diventare un liquido saturo.
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Il ciclo si chiude e ricomincia con lo stadio di 1-2.
L'efficienza del processo viene calcolata con l'equazione 14.
Equazione
ηtherm - Rendimento termodinamico del processo
- Portata del calore al o dal sistema
P - Potenza meccanica consumata dal o fornita al sistema
3.4.2 Sistemi ORC
Come una forma particolare del ciclo Rankine, l'Organic Rankine Cycle (ORC) (Figura 32, Figura 33) utilizza un fluido organico invece di acqua e vapore (Figura 34). Questo permette di utilizzare fonti di calore a più bassa temperatura, come ad esempio il calore di scarto da impianti a biogas con temperature di 70-90°C. Ciò è dovuto al punto di ebollizione più basso dei fluidi organici rispetto al punto di ebollizione dell'acqua a 100°C. A parte questa differenza, il principio di funzionamento del sistema ORC è lo stesso di quello del ciclo Rankine. Il fluido di lavoro viene pompato ad una caldaia dove viene evaporato, passa attraverso una turbina ed infine nuovamente condensato. La scelta del fluido di lavoro è di importanza fondamentale in cicli Rankine a bassa temperatura. In tal modo, l'efficienza di trasferimento del calore è un parametro importante. Essa influenza le caratteristiche termodinamiche del fluido e quindi le condizioni di funzionamento.
Due fluidi comunemente utilizzati sono i refrigeranti e gli idrocarburi. I fluidi sono caratterizzati inoltre dai seguenti parametri, considerando che alcuni liquidi sono riportati in Tabella 9 e che alcuni fluidi possono essere anche mescolati per incrementare l'efficienza:
curva isoentropica di saturazione del vapore;
punto di congelamento e punto di ebollizione;
temperatura massima di tolleranza;
calore latente e densità;
potenziale di riduzione dell'ozono (ODP) e potenziale di riscaldamento globale (GWP);
potenziale di corrosione, infiammabilità e tossicità;
disponibilità e costo.
Si stima che dal calore residuo da un impianto di cogenerazione di 1 MWel, può essere prodotta circa 7-10% di elettricità supplementare (70-100 kWel) (FNR 2010). L'efficienza elettrica totale di un impianto di biogas può quindi aumentare di circa il 45%. Il calore di scarto del processo ORC può essere teoricamente ulteriormente utilizzato per riscaldamento, ma è spesso rilasciato nell'atmosfera.
La Figura 35 mostra un esempio di un modulo ORC per impianti a biogas. In questo esempio, una unità può generare fino a 125 kWel di energia elettrica da una sorgente di calore di circa 980 kWth. Il calore minimo è 121°C, mentre la maggior parte viene dal recupero di calore dai gas di scarico e una parte minore viene dal pre-riscaldamento del fluido dal ciclo di raffreddamento del motore.
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Tabella 9 - Caratteristiche dei fluidi selezionati per processi termodinamici.
Fluido Punto critico [°C] Punto critico
[MPa]
Temperatura di ebollizione [°C]
(at 1atm)
Temperatura di decomposizione
[°C]
Acqua 374.00 22.06 100.00 -
Ammoniaca (NH3) 132.30 11.33 -33.30 477.00
n-Butano C4H10 152.20 3.80 -0.40 -
n-Pentano C5H12 196.80 3.37 36.20 -
C6H6 289.20 4.90 80.00 327.00
C7H8 5645.00 4.10 110.60 -
R134a
(HFC-134a) 101.20 4.06 -25.00 177.00
C8H10 343.20 3.50 138.00 -
R12 112.00 4.13 -29.80 177.00
HFC-245fa 157.70 3.64 15.40 247.00
HFC-245ca 178.60 3.86 25.20
R11 (CFC-11) 198.00 4.41 23.20 147.00
HFE-245fa 171.00 3.73 -273.00 -
HFC-236fa 130.80 3.18 -1.00 -
R123 183.90 3.70 28.00 -
CFC-114 145.90 3.26 3.70 -
R113 214.30 3.41 47.40 177.00
n-Perfluoro-Pentano C5F12
147.60 2.05 29.40 -
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Figura 32 - Sistema ORC (con R245fa) di un impianto di biogas a Dublovice, Repubblica Ceca (Fonte: GE Energy).
Figura 33 - Sistema ORC (utilizzando R245fa) (contenitore nella parte anteriore) e motori a biogas (contenitore nella parte posteriore) di una discarica a Warrington, Regno Unito (Fonte: Verdesis Services UK Limited).
Figura 34 - Schema del 125kW "Clean Cycle" Modulo ORC di GE Energy (da GE Energy).
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Figura 35 - "Clean Cycle" Modulo ORC di GE Energy (Fonte: GE Energy).
3.4.3 Ciclo di Kalina
Come alternativa ai processi ORC, può essere utilizzato anche un processo noto come “Ciclo di Kalina” per produrre elettricità dal calore residuo proveniente da impianti di produzione di biogas. Tuttavia, gli esempi di cicli di Kalina per gli impianti a biogas sono molto rari.
In contrasto con il processo ORC, viene utilizzata una miscela fluida di ammoniaca e acqua. Poiché ammoniaca e acqua hanno differenti punti di ebollizione, il processo di evaporazione avviene in un intervallo di temperature analogo ai processi di distillazione. In tal modo, può essere estratto più calore dalla sorgente che con un solo fluido di lavoro. Dalla scelta appropriata del rapporto tra i componenti della soluzione, può essere regolato il punto di ebollizione della soluzione di lavoro in base alla temperatura di ingresso del calore. Acqua e ammoniaca è la combinazione più utilizzata, ma sono fattibili anche altre combinazioni.
Si possono citare i seguenti vantaggi del processo di Kalina rispetto al processo ORC:
Ammoniaca e acqua sono più economici rispetto ai liquidi organici per i processi ORC.
E’ possibile un adattamento a diversi livelli di temperatura.
L'efficienza energetica è superiore a quella per le unità ORC.
Si possono citare i seguenti svantaggi del processo di Kalina rispetto al processo ORC:
L’esperienza di piccoli moduli a ciclo di Kalina per gli impianti a biogas è molto limitata.
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L’ammoniaca ha un elevato potenziale di corrosione che porta ad una maggiore usura e che richiede attrezzature speciali.
I costi di investimento totali sono superiori a quelli per le unità ORC.
L’ammoniaca è velenosa e irritante, quindi è vietato il rilascio nell'ambiente.
L'ammoniaca è infiammabile ed esplosiva.
3.4.4 Motore Stirling
Un “motore Stirling” è un motore funzionante a calore con compressione ed espansione ciclica di aria o di un altro gas a diversi livelli di temperatura utilizzando una fonte esterna di calore, come calore di scarto da impianti a biogas. Nel motore Stirling l’energia termica viene convertita in lavoro meccanico, mentre un generatore può essere azionato per produrre elettricità supplementare. Il principio di base del motore è un ciclo in cui un gas freddo viene compresso, riscaldato, espanso, ed infine raffreddato prima che il ciclo si ripeta. In tal modo il sistema è chiuso e non viene aggiunto o rilasciato dal motore nessun gas, quindi è classificato come un motore a combustione esterna. Il calore viene trasferito al motore attraverso uno scambiatore di calore che a sua volta riscalda il gas nel motore.
Esistono diversi tipi di motori Stirling, come il modello a configurazione “alfa” a due pistoni ed i modelli di motore Stirling a cilindrata, noti come modelli a configurazione “beta” e “gamma”. Per comprendere il principio di un motore Stirling, la Figura 36 mostra le quattro fasi di un motore di tipo “alfa”. Uno Stirling alfa contiene due pistoni di potenza in cilindri separati, uno caldo e uno freddo. Il cilindro caldo è situato all'interno dello scambiatore di calore ad alta temperatura e il cilindro freddo è situato all'interno dello scambiatore di calore a bassa temperatura. Questo tipo di motore ha una elevato rapporto potenza-volume ma ha problemi tecnici dovuti alla temperatura solitamente elevata del pistone caldo e la durata delle guarnizioni. In pratica, questo pistone di solito porta una grande testa isolante per spostare le guarnizioni lontano dalla zona più calda a spese di ulteriore spazio morto. (Wikipedia)
1. La maggior parte del gas di lavoro è in contatto con le pareti calde del cilindro, esso è stato riscaldato e l’espansione ha spinto il pistone caldo al fondo della sua corsa nel cilindro. L'espansione continua nel cilindro freddo, che è di 90°C dietro il pistone caldo nel suo ciclo, estraendo più lavoro dal gas caldo.
2. Il gas è ora al suo volume massimo. Il pistone del cilindro caldo comincia a muoversi più del gas nel cilindro freddo, dove si raffredda e perde di pressione.
3. Quasi tutto il gas è ora nel cilindro freddo e il raffreddamento continua. Il pistone freddo, alimentato dallo slancio del volano (o altre coppie di pistoni sullo stesso albero) comprime la parte rimanente del gas.
4. Il gas raggiunge il suo volume minimo, ed ora si espanderà nel cilindro caldo dove verrà riscaldato nuovamente, guidando il pistone caldo nella sua corsa di lavoro.
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Figura 36 - Principio di base di un motore Stirling alfa (Fonte: R. Wheeler,Zephyris a, Wikipedia 2007).
In generale, i motori Stirling hanno un rendimento molto più basso rispetto ai motori a combustione e sono quindi implementati solo in applicazioni di nicchia. L'utilizzo di calore residuo da impianti di produzione di biogas è molto limitato a causa delle basse temperature del calore di scarto poiché il motore funziona meglio a temperature elevate (oltre 900°C).
Attualmente, sono disponibili in commercio solo motori Stirling con capacità piccole pari a circa 40 kWel. Inoltre, i costi di investimento sono ancora molto elevati. Ulteriori problematiche sono la corrosione e le incrostazioni sullo scambiatore di calore in quanto il gas di scarico contiene biossido di zolfo (SO2).
3.4.5 Turbina a gas di scarico
Un'altra possibilità per aumentare la potenza elettrica totale di un impianto di biogas è includere una turbina a gas di scarico nel flusso di gas di scarico dopo il motore a gas. Il problema è evitare la corrosione della turbina, poiché il gas di scarico ha caratteristiche corrosive. Finora, solo pochi produttori offrono sistemi con turbine a gas di scarico.
La figura 37 mostra un motore con doppia alimentazione con una turbina a gas di scarico integrato. Una turbina a gas di alto rendimento è integrata nel sistema di gas di scarico della doppia unità di alimentazione SCHNELL CHP. L’energia termica vigente viene convertita in energia elettrica mediante questa turbina accoppiata ad un turbogeneratore a rapida rotazione. Attraverso l'uso di un inverter, è acquisita una potenza di 30 kW supplementare. Secondo SCHNELL, il risultato dell'efficienza energetica è del 20% in più rispetto ai tradizionali impianti CHP con motori a Gas-Otto.
Figura 37 - Motore a doppia alimentazione (gas-motore a iniezione pilota) di capacità 235 kWel con una turbina a gas di scarico integrato di capacità pari a 30 kWel (Fonte: Schnell Motoren AG).
Figura 38 - Turbina a gas di scarico di capacità di 30 kWel
(Fonte: Schnell Motoren AG).
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4. Concetti innovativi per la conversione efficiente del biogas
Come già evidenziato nei capitoli precedenti, esistono diverse opzioni per l'uso di biogas. L'uso più comune di oggi, è la combustione del biogas in unità di cogenerazione per la produzione di elettricità e di calore. Questo di solito viene effettuato laddove l’impianto di biogas è installato.
Tuttavia, in un sistema energetico in fase di cambiamento che sta passando dai combustibili fossili verso una sempre maggiore integrazione delle energie rinnovabili, sono in fase di studio, di introduzione ed applicazione nuovi concetti per l’utilizzo di biogas per diversi impieghi. Anche se questi concetti non rientrano direttamente nel campo di applicazione del manuale, che si concentra sull'uso del calore residuo da impianti a biogas, sono brevemente descritti per mostrare l'intera gamma di impieghi possibili per il biogas. A seconda dei sistemi energetici del futuro, può essere dato un ruolo nuovo e ancora più importante ai sistemi basati sul biogas. In tal modo potrebbe diminuire l'utilizzo del biogas nelle tradizionali unità di cogenerazione per la produzione di energia elettrica, mentre possono guadagnare più importanza nuovi concetti relativi all’uso del biogas.
4.1 Condutture di biogas e unità di cogenerazione satellitari
Un approccio che utilizza in modo efficiente il contenuto energetico del biogas è quello di trasportare il biogas attraverso condutture di gas (micro-reti a biogas) a cosiddette unità CHP satellitari, che si trovano vicino ad un consumatore di calore (Figura 40, Figura 39). Sta aumentando così il numero di progetti che implementano tali sistemi con uno o più unità di cogenerazione. Questi progetti sono generalmente implementati per gli impianti di produzione di biogas che non hanno un consumo di calore più grande di quello dell'impianto stesso. Per poter sfruttare appieno il calore, il biogas viene trasportato attraverso un gasdotto apposito ai consumatori. Si tratta di una buona alternativa all’uso di sistemi di teleriscaldamento in piccola scala le cui condotte trasportano l'acqua calda per i consumatori.
Nella Tabella 10, viene fatto un confronto generale per il biogas e le condutture di calore. La scelta del sistema è influenzata da molti fattori locali e deve considerare aspetti tecnici, economici e giuridici. In generale, le condutture e le micro-reti di biogas hanno prestazioni migliori rispetto alle reti di teleriscaldamento di piccole dimensioni, in modo proporzionale alla dimensione della rete. Un sistema di distribuzione del calore è necessaria anche per una micro-rete di biogas, ma le perdite di energia sono molto minori poiché i consumatori sono in prossimità delle unità satellite del CHP.
Una condizione essenziale per il trasporto di biogas nelle condotte fino alle unità di cogenerazione satellite è la buona essiccazione del gas. Se il gas è troppo umido, l’acqua tende a condensare nelle condotte e porta a corrosione e blocchi. Inoltre, il gas deve essere desolforato per evitare la corrosione delle tubazioni.
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Figura 39 - Partenza di tubi di biogas verso una unità di cogenerazione satellite nella città di Trebon, Repubblica Ceca (Fonte: D. Rutz).
Figura 40 - Gasdotto di Biogas ed unità CHP satellite (a sinistra) e micro sistema di teleriscaldamento (a destra).
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Tabella 10 - Confronto tra le diverse caratteristiche di condutture per il biogas e per il calore.
Caratteristiche Tubature per biogas Tubature per il calore
Posizione delle unità di cogenerazione
Di solito vi è una unità di cogenerazione presso lo stabilimento di produzione di biogas (riscaldamento per il digestore) e diverse unità come CHP satellitari alla fine del gasdotto per il trasporto del biogas
Una o più unità di cogenerazione centralizzate presso l’impianto di produzione di biogas
Elemento trasportato Biogas Acqua calda
Compressore/Pompa Gas compressore Pompa di circolazione per acqua
Numero di tubature Necessaria solo una tubazione Necessarie tubazioni di fornitura e di ritorno per un circuito chiuso d'acqua
Tubazioni Gasdotti resistenti alla corrosione; rivestiti di acciaio anticorrosivo o tubazioni sintetiche
Condotte di teleriscaldamento coibentate, di solito costituite da materiale sintetico
Perdite Perdite di gas nulle o molto contenute
Le perdite di calore dipendono dalla coibentazione, ma le perdite in contenuto energetico sono generalmente superiori alle perdite di gas.
Misure preventive Essiccazione del gas, desolforazione (<10 ppm), pressurizzazione
Riscaldamento di acqua
Contesto legale
La situazione giuridica spesso non è ancora chiara e non è definita la classificazione delle condotte di produzione di biogas; si applicano requisiti di sicurezza più alti
Sistema di solito approvato
Costi I costi per compressori a gas sono molto più elevati che per le pompe del circuito acqua
I costi di installazione per condotte di riscaldamento sono solitamente più elevati
Stato delle applicazioni Esistono solo alcuni esempi in alcuni paesi
Sono ampiamente applicati piccoli sistemi di teleriscaldamento
Idoneità generale Meglio per le distanze più lunghe Meglio per le distanze più corte
4.2 Purificazione (Upgrading) del biogas e iniezione in rete del biometano
Un'altra opzione per utilizzare in modo efficiente il biogas è l’upgrading del biogas alla qualità di biometano e la successiva iniezione del biometano nella rete del gas naturale. Nel processo di raffinazione, il biogas in una prima fase viene depurato da impurità come solfuro di idrogeno, acqua, azoto ammoniacale, silossani, particolato e ossigeno. La rimozione di queste sostanze ed il necessario livello di purezza dipendono dalla seconda fase in cui viene rimossa la CO2, che determina l’aumento del contenuto di metano nel gas dal 45-70% fino al 95%: in tal modo aumenta la densità di energia. Nucleo di tutto il processo è la tecnologia di upgrading che può essere classificata in quattro categorie:
Tecnologie di adsorbimento: adsorbimento ad oscillazioni di pressione (PSA);
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Tecnologie di adsorbimento: scrubbing ad acqua, scrubbing organico fisico, scrubbing chimico;
Tecnologie di separazione: separazione con membrana ad alta pressione e separazione con membrana a bassa pressione;
Potenziamento delle tecnologie criogeniche.
Il metodo più diffuso è lo scrubbing (lavaggio) ad acqua, dove il gas fluisce ad alta pressione in una colonna in cui viene rimosso il biossido di carbonio e altri microelementi dalla cascata d’acqua che scorre controcorrente al gas. Dopo il processo di raffinazione, il biometano è condizionato (fine regolazione della composizione del gas e del potere calorifico), odorizzato e pressurizzato per essere iniettato nella rete del gas naturale. Negli ultimi anni, il numero di impianti di purificazione del biogas è aumentato costantemente. Attualmente in Germania sono in funzione circa 100 impianti di upgrading del biogas. Anche in altri paesi come la Svezia, la Svizzera e l'Austria, sono installati impianti di riqualificazione. Il vantaggio principale è che una volta che il biometano è entrato nella rete di gas naturale, può essere facilmente conservato e consumato in qualsiasi luogo con accesso alla rete del gas naturale. In tal modo, può essere utilizzato l'intero contenuto di energia, in quanto il biogas può essere consumato per esempio laddove vi sono consumatori di calore. Gli svantaggi principali degli impianti di riqualificazione possono essere riassunti come segue:
costi di investimento più elevati per l'intero processo;
attualmente adatto solo per impianti a grande scala, a causa dei costi elevati;
il processo di upgrading richiede energia;
le condizioni generali non sono adatte in molti paesi.
Il concetto di usare materiali di scarto per la produzione di biogas con successivo upgrading a biometano, chiamato anche o “Biometano da Rifiuti” (Waste-to-Biomethane - WTB), è promosso in 5 città europee dal progetto UrbanBiogas (Rifiuti urbani per l’iniezione di biometano in rete ed il trasporto in aree urbane; Rutz et al 2011;. Rutz et al 2012). In molti paesi europei la gestione dei rifiuti è ancora un grosso problema e solo alcuni impianti utilizzano i rifiuti organici per la produzione di biometano.
Figura 41 - Tecnologia per l’Adsorbimento ad Oscillazioni di Pressione (PSA), ad Aiterhofen, Germania (Fonte: Rutz).
Figura 1: Impianto di riqualificazione con lavaggio ad acqua della Swedish Biogas International a Lidköping, Svezia (Fonte: Rutz).
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4.3 Trasporto di biometano in contenitori
Il biometano può anche essere immagazzinato in contenitori e poi trasportato nei luoghi senza rete del gas naturale o senza nessun accesso alla rete del gas naturale. Pertanto, il biometano viene posto sotto pressione e pompato nei contenitori come il cosiddetto Bio-CNG (Gas Naturale Compresso) o CBG (Gas Biometano Compresso) (Figura 43). Questo approccio è spesso realizzato in Svezia, dove la rete del gas naturale è molto piccola. Qui i contenitori di Bio-CNG vengono portati da camion alle stazioni di rifornimento in quanto la maggior parte del biometano in Svezia viene utilizzato per il trasporto.
Il biometano può anche essere liquefatto per raffreddamento a circa -162°C. Questo procedimento può essere eseguito utilizzando azoto liquido. Il biometano liquefatto, chiamato anche Bio-LNG (o Bio-GNL, ovvero gas naturale liquefatto) o LBG (Gas biometano liquido), viene poi conservato in contenitori refrigerati che possono essere trasportati ai consumatori. Il vantaggio principale è la maggiore densità di energia, che è circa 5 volte superiore a quella del Bio-CNG, così che il trasporto a lunga distanza dei contenitori diventa più efficiente. Tuttavia, è necessaria una notevole quantità di energia per il processo di liquefazione. Questo processo è attualmente implementato solo in strutture di prova (Figura 44) e può essere applicato solo in applicazioni di nicchia future, come ad esempio nel settore dei trasporti marino ed aereo. Gli svantaggi principali sono i costi elevati, elevate perdite di energia e rischi per la sicurezza.
Figura 43 - Contenitori per il trasporto di CBG dell'impianto di biogas in Borås, Svezia (Fonte: Rutz).
Figura 44 - Impianto di produzione di biogas LBG della Swedish Biogas International a Lidköping, Svezia (Fonte: Rutz).
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4.4 Uso del biometano nei trasporti
Il biometano è sempre più considerato come una valida alternativa ad altri combustibili nel settore dei trasporti. In molti paesi l'infrastruttura per l'uso di CNG nel settore dei trasporti è già molto buona ed esistono reti di stazioni di rifornimento di CNG.
Una volta che il biometano viene iniettato nella rete del gas naturale, esso può essere utilizzato anche per il trasporto con la stessa infrastruttura per i veicoli a CNG (Rutz e Janssen 2008). Tuttavia, sono ancora rare apposite stazioni di rifornimento di CBG. Di solito sono distribuiti combustibili misti CNG/CBG. In alcuni casi viene distribuito CBG puro, e talvolta direttamente sul sito di produzione del biogas. Precursori nell'utilizzo di CBG in Europa sono la Svezia e la Svizzera.
Una delle sfide importanti nell'utilizzo di CBG (nonché di CNG) è la conservazione del biometano nel veicolo e la limitata autonomia di guida dei mezzi con serbatoi alimentati con questo carburante. Spesso sono utilizzati sistemi a doppia alimentazione per il metano e per la benzina/etanolo o diesel. Molti mezzi di servizio leggeri e pesanti sono veicoli modificati, che sono stati dotati con un serbatoio di gas compresso, nel bagagliaio, e di un sistema di alimentazione del gas, in aggiunta al sistema di combustibile tradizionale (Al Seadi et al. 2008).
Vi è anche un crescente numero di appositi veicoli a biometano, che sono ottimizzati per una migliore efficienza e per un miglior posizionamento dei serbatoi di gas, senza sacrificio di spazio nel bagagliaio. Il biogas viene conservato a pressione di 200-250 bar in recipienti di materiale in acciaio o alluminio composito (ibid.).
Figura 45 - Stazione di rifornimento di biometano della Svensk Biogas a Linköping, Svezia (Fonte: Rutz).
Figura 46 - Serbatoio per CBG di un camion, Svezia (Fonte: Rutz).
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4.5 Il biogas come strumento gestione attiva del carico energetico e della
stabilità della rete
Una sfida chiave dei sistemi energetici futuri ed in particolare di sistemi elettrici futuri è l'integrazione di molte diverse fonti di energia più piccole e decentrate all’interno del sistema energetico globale. Con quantità crescenti di energia eolica e solare immessa nelle reti elettriche, devono essere trovati nuovi sistemi intelligenti di gestione in modo da mantenere il sistema elettrico in uno stato di stabilità. Una ruolo importante nello stabilizzare la rete elettrica futura sarà quello ricoperto da sistemi di stoccaggio energetico nonché da sistemi che possono reagire in breve tempo a carichi variabili nel sistema. Le Reti elettriche intelligenti dotate di sistemi di fornitura e domanda di energia elettrica in grado di interagire e comunicare automaticamente sono chiamate “reti Intelligenti” (o Smart Grids).
Il gas naturale, il biogas ed il biometano sono vettori di energia che possono essere facilmente immagazzinati in formati diversi, a partire da contenitori di gas di piccole dimensioni, che fanno parte di ogni impianto di biogas, a grandi depositi, come può essere la rete del gas naturale stesso. Inoltre, l’energia elettrica proveniente da generatori di gas (turbine, motori) può essere attivata o disattivata in un arco di tempo molto breve.
Così, questi sistemi sono molto adatti per stabilizzare la rete e per equilibrare il carico. L’energia elettrica da unità di cogenerazione a biogas ed a biometano può contribuire a stabilizzare la rete. In termini di applicazione pratica ciò significa che un operatore dell'impianto di biogas potrebbe regolare il funzionamento dell'unità di cogenerazione secondo la domanda di energia elettrica in rete. Questo potrebbe semplicemente accadere per accensione e spegnimento di un impianto di cogenerazione. Pertanto, l'operatore dell'impianto di biogas deve ricevere un segnale dal gestore della rete elettrica o del commerciante. Con questi segnali, il funzionamento del CHP può essere regolato automaticamente.
Tuttavia, l'obiettivo dei gestori degli impianti a biogas è di solito quello di massimizzare la produzione di energia elettrica, soprattutto quando si beneficia di un contratto a tariffa incentivante per ogni kWh immesso nella rete elettrica. Se l'operatore dell’impianto di biogas fosse coinvolto nella stabilizzazione della rete elettrica, le unità di cogenerazione potrebbero essere spente regolarmente. Per questo servizio aggiunto e per le mancate entrate della tariffa incentivante, il gestore dell'impianto di biogas dovrebbe essere ricompensato. Inoltre, il gestore dell'impianto deve essere ricompensato anche per l'investimento di ulteriori capacità di stoccaggio di biogas.
Oltre alla capacità di stoccaggio aggiuntiva per il biogas, il gestore dell'impianto di biogas può anche regolare il processo di digestione anaerobica, regolando l'ingresso di materie prime nel digestore. Poiché la reazione del processo di AD è inerte e richiede tempo per reagire, devono essere previste informazioni sulla produzione di energia elettrica necessaria e trasmesse al gestore dell'impianto. Diversi progetti di ricerca e di dimostrazione hanno implementato tali sistemi intelligenti e ne hanno provato la fattibilità (E-Energy, AlpEnergy).
4.6 Biometano e “Power-To-Gas”
Nel concetto “Power-to-Gas” (Figura 47), l'elettricità in eccesso viene convertita in metano sintetico. Con un numero crescente di impianti di energia eolica e solare (fotovoltaica), scarsamente programmabili, viene prodotta sempre più frequentemente elettricità in eccesso rispetto agi utilizzi del momento. Questo accade a volte quando è generata più elettricità rinnovabile di quella che può essere utilizzata o trasportata attraverso la rete elettrica. Per risolvere il problema in modo da mantenere la rete elettrica stabile, una possibilità è quella di spegnere questi impianti eolici e solari. Un'altra opzione è quella di utilizzare l’elettricità in eccesso per produrre metano sintetico.
Il surplus di energia elettrica scinde l'acqua per elettrolisi in ossigeno e idrogeno. L'idrogeno e la CO2 in ingresso (ad esempio in un impianto di riqualificazione di biogas) vengono
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convertiti in metano attraverso un processo noto come Sabatier (Equazione 15). Questo metano viene iniettato nella rete del gas naturale e agisce come sostituto del gas naturale.
Equazione 14
Il processo può essere combinato o con un impianto di riqualificazione del biogas che immette CO2 nel sistema, o con un comune impianto di biogas che immette biogas convenzionale, che contiene anche elevate quantità di CO2, nel sistema.
La capacità di stoccaggio della rete del gas naturale, in cui viene iniettato il metano sintetico è molto grande. Il sistema “Power-to-gas” è un'alternativa a sistemi di stoccaggio idroelettrici in aree in cui le infrastrutture idroelettriche non possono essere installate. Esso è anche una alternativa ai sistemi di conservazione, come le batterie, ruote volanti, aria compressa, ecc. Un prerequisito per il sistema è la disponibilità di una sorgente di acqua e di una fonte di CO2. L'ossigeno prodotto è un co-prodotto che può essere anche commercializzato.
Secondo il Worldwatch Institute (2012) un grave inconveniente di questo approccio è la perdita di una significativa quota dell’energia coinvolta nel processo. La conversione di energia elettrica in metano avviene con un’efficienza pari solamente al 60%. Se il metano viene poi utilizzato in una centrale a gas naturale per produrre elettricità, l'efficienza scende al 36%. Lo stoccaggio idrico pompato, invece, immagazzina energia ad un tasso di efficienza del 70 al 80%. Dal punto di vista ambientale, se generatori di energia solare ed eolica dovessero essere spenti, è comunque certamente meglio utilizzare questa tecnologia di elettricità "libera".
In Germania, dove c’è grande disponibilità di energia eolica nel Nord ed un’alta domanda di energia elettrica nel Sud, i sistemi “Power-to-Gas” potrebbero essere una misura idonea per stabilizzare la rete elettrica. Diverse strutture di ricerca e di impianti dimostrativi sono attualmente in fase di installazione, come mostrato nel seguente elenco (Dena, 2012).
Enertrag-Hybridkraftwerk, Prenzlau;
E.ON-Pilotanlage, Falkenhagen;
SolarFuel-Alpha-Anlage, Stuttgart;
250-kW-Power-to-Gas-Pilotanlage, Stuttgart;
Audi-e-gas-Anlage, Werlte;
Demonstrations- und Innovationsprojekt RH2, Werder/Kessin/Altentreptow.
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Figura 47 - Concetto “Power-to-gas”.
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5. Linee guida per l’utilizzo del calore
Come mostrato in questo manuale, esistono diverse opzioni per l'uso efficiente del biogas. L'obiettivo di tutte è massimizzare l’utilizzo dell’energia ottenibile dalla conversione del biogas.
Per un operatore di un impianto, l'obiettivo principale è quello di massimizzare i ricavi dalla produzione di biogas nel rispetto degli obblighi di legge. Pertanto, questo capitolo fornisce consigli per l'operatore di un impianto su come scegliere le migliori opzioni di utilizzo del calore in base alle diverse condizioni di contorno.
L'uso più efficiente e redditizio del biogas è la sua conversione in energia elettrica e calore con un’unità di cogenerazione efficiente e moderna, utilizzando il calore direttamente sul luogo in cui è installato l’impianto di biogas. In tal modo il calore può essere utilizzato per scopi diversi. Tuttavia, la situazione in cui la produzione di energia elettrica e sia la fornitura che la domanda di calore siano contemporaneamente massimizzate si verifica raramente in situazioni reali.
Una valida alternativa generale alla massimizzazione simultanea di energia elettrica e di utilizzo del calore è l'iniezione di biogas purificato (biometano) nella rete del gas naturale. In tal modo il biometano può essere utilizzato sia in unità CHP satellitari che in altri modi e soddisfare simultaneamente la domanda di energia elettrica e di calore del luogo. Tuttavia, i costi di investimento per adeguare gli impianti sono molto alti ed i progetti di riqualificazione di solito sono piuttosto alti e questi vengono implementati in progetti di grandi dimensioni.
Nella fase di pianificazione iniziale di progetti sul recupero di calore residuo degli impianti a biogas, prima di iniziare con indagini approfondite di progetto, devono essere considerate le seguenti quattro questioni chiave:
Può il calore dalla unità di cogenerazione essere utilizzato in prossimità del proprio impianto (es. per riscaldamento digestore, riscaldamento delle proprie abitazioni e stalle, raffreddamento e l'essiccazione di prodotti agricoli, essiccazione di digestato e fanghi di depurazione, igienizzazione, ecc)? Quanto calore può essere utilizzato per tali scopi?
C'è un potenziale consumatore esterno di calore in prossimità dell'impianto? Quanto è costante e affidabile il suo fabbisogno di calore? Quanto lontano è il consumatore di calore dall’impianto di biogas? La domanda di calore è continua o stagionale? Quale tipo di contratto e di che durata può essere fatto con il consumatore di calore?
Se non può essere trovato nessun consumatore di calore, è possibile "creare" un nuovo consumatore di calore vicino all’impianto (es. impianto di essiccazione, serra, acquacoltura)?
Se non può essere trovato nessun consumatore di calore, sarebbe fattibile un potenziamento dell’impianto di biogas? L 'impianto è abbastanza grande? Quanto dista la rete del gas naturale? C'è il supporto giuridico per la produzione di biometano?
In aggiunta a queste domande, l'elenco che segue comprende aspetti importanti che devono essere considerati per un processo di pianificazione più dettagliato:
Qual è l'obiettivo principale dell'impianto di biogas?
Situazione attuale dell'impianto (impianto esistente o in progetto);
Massimizzazione della produzione di elettricità e di calore (ricavi da tariffa incentivata);
Massimizzazione del rendimento di calore;
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Contributo per la gestione di carico con possibilità di ulteriore stoccaggio del gas e cogenerazione.
Quali sono le opportunità e le limitazioni di legge?
Le leggi applicabili alla produzione di elettricità da fonti rinnovabili da biogas;
Aspetti giuridici specifici riguardanti l’uso di calore, l'efficienza, la dimensione dell'impianto, ecc. (ad esempio obbligo in Germania di utilizzare il 60% del calore);
Aspetti specifici legali riguardanti la capacità di stoccaggio del gas;
Aspetti specifici legali relativi al contributo per la stabilità della rete di alimentazione;
Aspetti specifici giuridici in materia di uso e protezione del suolo (ad esempio, aree protette);
Aspetti giuridici specifici in materia di sicurezza;
Procedure di autorizzazione.
Quali sono le limitazioni specifiche del sito?
Disponibilità di spazio disponibile per le installazioni aggiuntive;
Diritti di proprietà dei soggetti interessati (ad esempio tubazioni passanti attraverso diverse proprietà);
Uso del suolo e vincoli di protezione (ad esempio, aree protette).
Quali aspetti tecnologici devono essere considerati?
Capacità addizionali di stoccaggio del biogas;
Capacità di cogenerazione supplementare per i picchi di domanda di energia elettrica;
Bruciatori a gas supplementari per i picchi di domanda di calore;
Durata delle attrezzature;
Requisiti di manutenzione;
Maturità ed affidabilità della tecnologia;
Monitoraggio tecnico.
Quali aspetti finanziari sono relativi al progetto?
Prezzo dell'energia elettrica;
Prezzi per il riscaldamento e raffrescamento;
Prezzo di altri servizi come essiccazione;
Prezzo dei prodotti dell'acquacoltura;
Costi di investimento per ulteriori attrezzature e impianti;
Costo del capitale (tasso di interesse);
Rapporto tra capitale proprio e debito;
Costi per attrezzature supplementari;
Costi per la sostituzione delle apparecchiature;
Costi per il funzionamento e la manutenzione;
Costi di manodopera supplementare;
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Incentivi, schemi di sostegno pubblico.
Quali sono le capacità dell'operatore?
Competenza e qualifiche dell’operatore;
Personale qualificato;
Tempo di lavoro supplementare.
Quali rapporti contrattuali con i (business) partners sono da considerare?
Contratti di fornitura di energia elettrica;
Contratti di fornitura di calore;
Durata dei contratti;
Garanzia o meno di fornitura;
Affidabilità dei fornitori;
Esperienze esistenti con partner commerciali;
Accettazione da parte della cittadinanza;
Partner privati o pubblici;
Investitori.
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6. Conclusioni
Infine, si può concludere che i concetti di calore più comuni per impianti agricoli a biogas oggi includono l'uso diretto del calore per scopi personali (case, stalle) e per l’essiccazione di biomassa solida in impianti agricoli. In tal modo, la fornitura di calore supera spesso la domanda di calore (in estate) e viene sprecata comunque una grande frazione di calore. Alcuni impianti utilizzano il calore per l'essiccazione dei cereali e per alimentare piccoli impianti di teleriscaldamento. L'uso di calore per la climatizzazione delle serre, per il raffreddamento e per l'acquacoltura è ancora una applicazione di nicchia.
I concetti di calore più comuni per l'uso di calore residuo da impianti di produzione di biogas è per scopi personali, come la igienizzazione e sanificazione. Alcuni impianti forniscono anche il calore per impianti di teleriscaldamento. Inoltre, alcuni impianti utilizzano il calore per asciugare il digestato. Lo stesso vale per gli impianti di trattamento delle acque reflue che utilizzano fanghi di depurazione come materia prima.
In Svezia, come un caso particolare, la purificazione del biogas in biometano e la ridistribuzione successiva alle stazioni di servizio di biometano è piuttosto comune.
In Germania sono in aumento le installazioni di impianti di purificazione per l'iniezione di biometano nella rete del gas naturale. Su circa 7.500 impianti installati di biogas, oggi sono installati circa 100 impianti di upgrading. Il piano del governo è quello di aumentare questo numero in modo significativo.
La limitata disponibilità di risorse, l’uso competitivo del territorio così come una maggiore concorrenza sull’utilizzo dei materiali di scarto stanno aumentando la pressione sugli impianti a biogas. Pertanto sarà sempre più importante massimizzare la produzione di energia utilizzabile del biogas. Questo significa implementare efficienti e solidi concetti comuni di utilizzo del calore da gli impianti a biogas con unità di cogenerazione. Senza un solido concetto o schema di utilizzo del calore, i futuri impianti a biogas rischiano di perdere la loro fattibilità economica e abbassare le prestazioni ambientali.
L'obiettivo di massimizzare la produzione di energia si applica anche agli impianti di purificazione del biogas.
L'utilizzo del biometano nei trasporti svolge un ruolo particolare: attualmente, il settore dei trasporti conta fortemente su carburanti a base di carbonio per il trasporto. L'uso di combustibili non a base di carbonio (idrogeno, elettricità) svolge solo un ruolo minore nel sistema di trasporto attuale. Dunque, il biometano è un combustibile a base di carbonio, e potrebbe così contribuire in modo significativo al futuro mix energetico nel settore dei trasporti. Questo è importante perché l'alternativa a carburanti a base di carbonio per il trasporto sono molto limitate. In tal modo, una generale efficienza energetica più bassa dei veicoli con motori a combustione interna può essere accettata.
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Glossario ed Abbreviazioni
Il glossario e l'elenco abbreviazioni descrivono e definiscono varie espressioni specifiche o comuni, i termini e le parole, che sono utilizzati in questo manuale. Uno dei principali obiettivi di questa lista è quello di facilitare le traduzioni del manuale nelle lingue nazionali. Diverse espressioni sono tratte dal Wikipedia.
Acetato di sodio: composto chimico con formula chimica CH3COONa, anche abbreviato NaOAc, detto anche sodio etanoato, il sale di sodio di acido acetico. Questo sale incolore ha una vasta gamma di impieghi.
Acqua: formula chimica H2O, contiene un ossigeno e due atomi di idrogeno ed è un liquido in condizioni ambiente, ma spesso è presente sulla Terra con il suo stato solido, ghiaccio, e lo stato gassoso (vapore acqueo). L'acqua copre il 70,9% della superficie terrestre, ed è essenziale per tutte le forme di vita conosciute.
Acquacoltura: l’acquacoltura è l'allevamento di organismi acquatici come pesci, crostacei, molluschi e piante acquatiche. L’acquacoltura riguarda l’allevamento di popolazioni di acqua dolce e acqua salata in condizioni controllate, e può essere contrapposta alla pesca commerciale, che è la raccolta di pesci selvatici. L'acquacoltura può essere fatto in corpi idrici naturali o artificiali o in sistemi artificiali chiusi.
AD: vedi Digestione anaerobica.
Adsorbimento: l'adesione di ioni, atomi o molecole di un gas, liquido, o solido disciolto ad una superficie solida.
Adsorbimento ad Oscillazione di Pressione: Metodo di purificazione (upgrading) del biogas a biometano di qualità.
Ammoniaca: composto gassoso di idrogeno e azoto, formula chimica NH3, con un odore e sapore pungente.
Anidride carbonica: la formula chimica CO2 è un composto chimico naturale composto di due atomi di ossigeno legati covalentemente ad un atomo di carbonio. È un gas a temperatura e pressione standard ed è presente in questo stato nell'atmosfera terrestre anche come gas traccia ad una concentrazione di 0.039% per volume.
Anno: Un anno civile è una approssimazione del periodo orbitale della Terra in un calendario determinato. Un anno civile del Calendario Gregoriano (così come nel calendario giuliano) ha o 365 giorni (anni comuni) o 366 (anni bisestili). La quantità annua di ore di funzionamento delle apparecchiature di produzione di biogas è in genere considerata di 8.760 ore.
Acquaponica: parola artificiale che è composta dalle parole acquacoltura (pesce) e idroponiche (colture vegetali).
Assorbimento: processo in cui gli atomi, molecole o ioni, entrano in un’altra fase di massa (gas, liquido, solido o materiale). Questo è un processo diverso dall’adsorbimento, poiché le molecole in fase di assorbimento vengono assorbiti dal volume, non dalla superficie (come nel caso di adsorbimento).
Barile di petrolio equivalente (boe): quantità di energia contenuta in un barile di greggio, vale a dire ca. 6,1 GJ, pari a 1.700 kWh. Un "barile di petrolio" è una misura di liquido pari a 42 galloni USA (35 galloni imperiali o 159 litri), circa 7,2 barili sono equivalenti ad una tonnellata di petrolio (metrico).
Bio-CNG: vedi Biometano gas compresso.
Biogas: gas risultante dalla digestione anaerobica e composto principalmente di metano e biossido di carbonio, ma anche di solfuro di idrogeno, acqua e piccole frazioni di altri composti.
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BiogasHeat (Sviluppo di mercati del calore sostenibile per impianti a biogas in Europa): Progetto finanziato dal programma “Energia Intelligente per l'Europa” della Commissione Europea nell’ambito del quale è stato elaborato il presente manuale.
Bio-LNG (o GNL): vedi Biometano gas liquefatto.
Biometano: biogas purificato per la qualità come gas naturale con contenuto di CH4 > 95%.
Biometano Gas compresso: il CBG è prodotto comprimendo biometano. Poiché ha le stesse proprietà del CNG, vedere la descrizione di "gas naturale compresso".
Biometano Gas liquefatto: biometano che è liquido poiché viene raffreddato al di sotto del punto di ebollizione di circa -160°C.
Bruciatore a Basso potere calorifico: un bruciatore LCV brucia gas a basso potere calorifico (potere calorifico inferiore a 8,5 MJ/Nm3).
Caldaia a condensazione: Caldaie a condensazione sono caldaie con rendimento elevato (generalmente superiore al 90%) che si ottiene usando il calore residuo nei gas di scarico per pre-riscaldare l'acqua fredda in ingresso alla caldaia. Possono essere alimentate a gas o ad olio e sono chiamate caldaie a condensazione in quanto il vapore acqueo prodotto durante la combustione si condensa in acqua, che lascia il sistema tramite uno scarico.
Calore: Il calore è l'energia trasferita da un sistema ad un altro per interazione termica. In contrasto con il lavoro, il calore è sempre accompagnato da un trasferimento di entropia. Il flusso di calore avviene spontaneamente da un corpo ad alta temperatura verso un corpo a bassa temperatura. Questo flusso di energia può essere sfruttato e parzialmente convertito in lavoro utile per mezzo di un motore termico. La seconda legge della termodinamica preclude flussi di calore da un corpo a bassa temperatura verso un corpo a temperatura più elevata, ma con l'aiuto di una pompa di calore il lavoro esterno può essere utilizzato per trasportare energia da una temperatura più bassa ad una più alta. Nel linguaggio ordinario, la parola “calore” ha diversi significati, tra cui quello di temperatura. In fisica, "calore" è, per definizione, un trasferimento di energia ed è sempre associato ad un qualche tipo di processo. Il termine “calore" è usato in modo intercambiabile con "flusso di calore" e "trasferimento di calore". Il trasferimento di calore può avvenire in vari modi: per conduzione, radiazione, convezione, rete di trasferimento di massa, attrito o di viscosità, e dalla dissipazione chimica.
Calore di Processo: calore utilizzato in un processo diverso per interno o esterno (ad esempio, per il riscaldamento del digestore).
Calore in eccesso: Vedere Calore di scarto o calore residuo.
Calore latente: Il calore latente è il calore ceduto o assorbito da un corpo o un sistema termodinamico durante un processo che avviene senza un cambiamento di temperatura. Un esempio tipico è un cambiamento di stato della materia, che significa una transizione di fase come lo scioglimento del ghiaccio o l'ebollizione dell'acqua. In contrasto con calore latente, l’energia sensibile o il calore provocano processi che danno luogo a un cambiamento della temperatura del sistema.
Calore residuo o calore di scarto: calore proveniente da qualsiasi processo, ad esempio dalla combustione interna ad una unità di cogenerazione, che viene rilasciato in atmosfera e non utilizzato. Può essere chiamato anche il calore in eccesso, visto che il “calore” come forma di energia non può scomparire, secondo la legge di conservazione dell'energia.
Calore Sensibile: il calore sensibile è il calore scambiato da un sistema termodinamico che ha come unico effetto un cambiamento di temperatura.
CBG: vedi Biometano gas compresso.
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Celle a combustibile: dispositivo che converte l'energia di un combustibile direttamente in energia elettrica e calore, senza combustione.
CH4: vedi Metano.
CHP (Combined Heat and Power): cogenerazione. In ingegneria energetica per cogenerazione si intende il processo di produzione contemporanea sia di energia meccanica solitamente trasformata in energia elettrica (corrente elettrica) che di calore utilizzabile per riscaldamento e/o processi produttivi-industriali. Nella maggior parte dei casi gli impianti di cogenerazione conferiscono calore già pronto per edifici pubblici o privati.
CHP Satellite: unità di cogenerazione che non si trova in prossimità dell’impianto al biogas, ma in un altro luogo. È collegato con l'impianto di biogas attraverso una conduttura per biogas.
Ciclo Organico Rankine: Il processo ORC è così chiamato per l'uso di un prodotto organico fluido ad alto peso molecolare con un cambiamento di fase liquido-vapore, o punto di ebollizione, che si verifica ad una temperatura inferiore a quella dell'acqua e del vapore. Il fluido permette il recupero del calore attraverso un ciclo Rankine da fonti temperatura più bassa, come ad esempio da impianti a biogas.
Ciclo Rankine: vedi Ciclo Rankine-Clausius.
Ciclo Rankine-Clausius (CRC, Clausius-Rankine-Cycle): Ciclo termodinamico chiuso nel quale l'acqua è solitamente riscaldata, evaporata e passata attraverso una turbina che alimenta un generatore per la produzione di energia elettrica.
CNG (Compressed Natural Gas): Gas Naturale Compresso.
CO2: vedi Anidride carbonica.
Coefficiente di prestazione (COP): Il coefficiente di prestazione o COP (talvolta CP), di una pompa di calore è il rapporto tra la variazione di calore "in uscita" (serbatoio di calore di interesse) ed il lavoro fornito. Il COP è stato creato per confrontare le pompe di calore secondo la loro efficienza energetica.
Co-generazione: vedi CHP, produzione combinata di calore e di elettricità.
Combustibili fossili: i combustibili fossili si sono formati in milioni di anni da processi naturali come la decomposizione anaerobica di organismi morti.
Contenuto di acqua: rapporto tra la massa del contenuto di acqua di un materiale (biomassa) e la massa del materiale stesso.
COP: Vedi Coefficiente di prestazione.
CRC: Vedi Ciclo Rankine.
Curva di carico: Una curva di carico è un grafico che mostra il calore effettivo o consumo di energia elettrica nel corso del tempo, solitamente un anno (8760 ore).
Curva di durata del carico: Una curva di durata del carico è simile a una curva di carico, ma i dati di carico sono ordinate in ordine decrescente di grandezza, piuttosto che cronologico.
DA: vedi Digestione anaerobica.
DH (District Heating) : Teleriscaldamento.
DHC (District Heating & Cooling): Teleriscaldamento e teleraffrescamento.
DHW: Produzione di acqua calda.
Diagramma h-x (Mollier): diagramma che consente di definire le caratteristiche mutevoli di aria umida attraverso il riscaldamento, raffreddamento, umidificazione ed essiccazione.
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Differenziale di temperatura (∆T): differenza di due livelli di temperatura, ove il risultato è sempre positivo.
Digestato: trattato / effluente digerito dal processo di DA
Digestione: vedi Digestione Anaerobica.
Digestione anaerobica: (chiamata anche digestione o fermentazione) processo microbiologico di decomposizione della materia organica, in completa assenza di ossigeno, effettuata mediante l'azione concertata di una vasta gamma di microrganismi. La digestione anaerobica (DA) ha due principali prodotti finali: biogas (un gas costituito da una miscela di metano, anidride carbonica ed altri gas ed elementi in tracce) ed il digestato (substrato digerito). Il processo di DA è comune a molti ambienti naturali e si applica oggi per la produzione di biogas in serbatoi del reattore a prova d'aria, comunemente chiamati digestori.
Digestore: (talvolta chiamato anche fermentatore) serbatoio chiuso, generalmente verticale o orizzontale in cilindri, o cella (per digestione a secco), in cui avviene il processo di digestione anaerobica.
EER: vedi Rapporto di Efficienza energetica.
Efficienza di trasferimento di calore: rapporto tra la potenza termica utile e il calore effettivamente prodotto nel dispositivo di combustione.
Elettrolisi: l’elettrolisi è un metodo di utilizzo di una corrente elettrica continua (DC) per pilotare una reazione chimica altrimenti non spontanea. Per esempio, l'elettrolisi può dividere l'acqua nei suoi elementi idrogeno ed ossigeno.
Energia sensibile: vedi Calore sensibile.
Entalpia: l’entalpia è una misura dell'energia totale di un sistema termodinamico. Esso include l'energia interna al sistema e la quantità di energia necessaria per creare lo spazio necessario al sistema nel suo ambiente dati il volume e la pressione del sistema.
Entropia: L'entropia è una misura di quanto l'energia viene distribuita in modo uniforme in un sistema. In un sistema fisico, l’entropia fornisce una misura della quantità di energia che non può essere utilizzata per fare il lavoro.
Tonnellata equivalente di petrolio (tep): è la quantità di energia rilasciata dalla combustione di una tonnellata di petrolio grezzo, ca. 42 GJ.
ESCo (Energy Service Company): vedi Società di Servizi Energetici.
Exergia: In termodinamica l'exergia di un sistema è il massimo lavoro meccanico che può essere estratto da tale sistema quando lo si porta in equilibrio con l'ambiente di riferimento (che si ipotizza mantenga temperatura, pressione, composizione chimica costante durante il processo). L'exergia dipende dallo stato del sistema ma anche dalla definizione delle caratteristiche dell'ambiente di riferimento; generalmente si prende come ambiente di riferimento quello circostante al sistema in analisi, quindi, di solito, un ambiente con le caratteristiche di temperatura, pressione e composizione chimica che si riscontrano sulla superficie terrestre.
Fanghi di depurazione: Il fango solido idratato residuo di un impianto di trattamento delle acque reflue dopo il trattamento.
Feed-in: immissione di energia elettrica nella rete elettrica generale, l'equivalente dell’iniezione del biometano nella rete del gas naturale.
Gas a effetto serra (GHG): gas che intrappolano il calore del sole nell'atmosfera terrestre, producendo l'effetto serra. I due principali gas serra sono vapore acqueo e anidride carbonica. Tra gli altri gas serra si ricordano il metano, l'ozono, i clorofluorocarburi, e protossido di azoto.
Gas di petrolio liquefatto: il GPL è un combustibile fossile a base di propano-butano.
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Gas di scarico: gas che viene rilasciato dopo la combustione da un dispositivo di combustione (bruciatore, motore), che contiene principalmente CO2, ma anche di altri composti.
Gas Naturale: il gas naturale è una miscela gassosa di idrocarburi fossili costituita principalmente da metano, con altri idrocarburi, anidride carbonica, azoto e acido solfidrico.
Gas Naturale compresso: il CNG è fatto comprimendo il gas naturale, a meno dell’1% del volume a che occupa a pressione atmosferica. E 'stoccato e distribuito in contenitori e serbatoi ad una pressione di 200-248 bar (2,900-3,600 psi).
Gas Naturale liquefatto: gas naturale che viene raffreddato al di sotto del punto di ebollizione di circa -160°C.
Generatore: un dispositivo per convertire l'energia meccanica in energia elettrica. In refrigeratori ad assorbimento, un generatore è il dispositivo in cui sono separati il refrigerante ed il mezzo di trasporto per apporto di calore.
GPL: vedi Gas di Petrolio Liquefatto.
Griglia di iniezione: rete del gas naturale. Iniezione del biometano nella rete del gas naturale. L'equivalente nel settore dell'energia elettrica è feed-in.
H2: vedi Idrogeno.
H2O: vedi Acqua.
H2S: vedi Idrogeno solforato.
ibid: (ibidem) è il termine utilizzato per fornire una citazione o un riferimento per una sorgente che è stata citata poco prima.
Idrogeno: gas biatomico altamente combustibile con la formula molecolare H2. È l'elemento più leggero e la sua forma monoatomica (H1) è la sostanza chimica più abbondante, che costituisce circa il 75% della massa barionica dell'Universo. A temperatura e pressione standard, l'idrogeno è un gas incolore, inodore, insapore, non tossico, non metallico. Naturalmente, l'idrogeno atomico avviene raramente sulla Terra.
Idrogeno solforato o solfuro di idrogeno: formula chimica H2S. E’ un gas incolore, molto velenoso, infiammabile e con il caratteristico odore disgustoso di uova marce. Risulta spesso dalla degradazione batterica della materia organica in assenza di ossigeno (digestione anaerobica).
Idrossido di bario: composto chimico con la formula Ba(OH)2 conosciuto anche come barite, è uno dei principali composti del bario. Il monoidrato granulare bianco è la forma abitualmente in commercio.
Igienizzazione: è un metodo di pre-trattamento termico e/o di pressione della materia prima (rifiuti) per ridurre i microrganismi patogeni nella carica.
Impianti a biogas: impianti a biogas che utilizzano rifiuti urbani organici o industriali come materia prima.
Joule (J): unità metrica di energia, equivalente al lavoro svolto da una forza di un Newton applicata su una distanza di un metro. 1 joule (J) = 0,239 calorie, 1 caloria (cal) = 4,187 J.
Kilowatt (kW): misura di potenza elettrica o termica pari a 1.000 watt.
Kilowatt-ora (kWh): L'unità più comunemente usata di energia. Significa un kilowatt di energia elettrica o termica fornita per un'ora.
kWel: misura di potenza elettrica.
kWh: vedi kilowatt-ora.
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kWt: misura di potenza termica.
LBG: vedi Gas Biometano liquefatto.
LNG: vedi Gas Naturale Liquefatto.
m³: Un metro cubo è il volume di 1x1x1 m. Un metro cubo è il volume di circa 1 t di acqua.
Materia prima: Qualsiasi materiale di ingresso in un processo che viene convertito in un'altra forma o prodotto.
Materiale a Cambiamento di Fase: (Phase Change Material – PCM) sono materiali accumulatori di calore latente, che sfruttano il fenomeno della transizione di fase per assorbire i flussi energetici entranti, immagazzinando un’elevata quantità di energia e mantenendo costante la propria temperatura. I PCM sono solidi a temperatura ambiente ma quando questa sale e supera una certa soglia, che varia a seconda del materiale, essi si liquefanno accumulando calore (calore latente di liquefazione) che viene sottratto all’ambiente. Allo stesso modo, quando la temperatura scende, il materiale si solidifica e cede calore (calore latente di solidificazione).
Metano: formula chimica CH4. È un gas infiammabile, esplosivo, incolore, inodore ed insapore, leggermente solubile in acqua e solubile in alcool ed etere; evapora a -161,6 ° C e congela a -182,5 °C. Si forma in paludi ed acquitrini per decomposizione di materia organica, ed è ad alto rischio di esplosione sotto terra. Il metano è un costituente principale (fino al 97%) del gas naturale, e viene usato come materia prima nei petrolchimici e come combustibile. Si tratta di un gas combustibile in condizioni normali ed un gas serra relativamente potente.
Metano sintetico: Il metano prodotto nel processo “Power-to-gas”.
Micro-turbina a gas: Piccola turbina a combustione con una potenza da 25 a 500 kW. Le microturbine sono composte da un compressore, una camera di combustione, una turbina, un alternatore, uno scambiatore di calore ed un generatore. Rispetto ad altre tecnologie per la generazione di energia su piccola scala, le micro-turbine offrono una serie di vantaggi, tra cui: un basso numero di parti in movimento, dimensioni compatte, peso leggero, una maggiore efficienza, minori emissioni, minori costi di energia elettrica, il potenziale per la produzione di massa a basso costo, e l’opportunità per utilizzare i combustibili da rifiuti.
Mini-rete: un sistema locale integrato di generazione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica o calore che serve numerosi clienti.
Mole: La mole è un'unità SI utilizzata in chimica per esprimere la quantità di una sostanza chimica, definita come una quantità di una sostanza che contiene tante entità elementari (ad esempio, atomi, molecole, ioni, elettroni) quanti sono gli atomi in 12 grammi di carbonio puro. Questo corrisponde ad un valore di 6.02214179 (30) × 1023 unità elementari della sostanza.
Motore a doppia alimentazione: vedi Motore Pilota ad Iniezione a Gas.
Motore a Gas-Otto: motore che è specificamente progettato per l'uso di gas. Esso opera in base al principio Otto.
Motore Pilota ad Iniezione: vedi Motore Pilota ad iniezione a Gas.
Motore Pilota ad Iniezione a Gas: motore “Gas-pilota ad iniezione” (chiamato anche motore pilota ad iniezione o motore a doppia alimentazione) si basa sul principio del motore diesel.
Motore Stirling: Un motore Stirling è un motore funzionante ad aria calda con cicli di compressione ed espansione di aria o altro gas, come fluido di lavoro, a diversi livelli di temperatura in modo tale che vi è una netta conversione di energia termica in lavoro meccanico.
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NH3: vedi Ammoniaca.
Nm³: Nei paesi che utilizzano il sistema metrico di unità SI, il termine "normal metro cubo" (Nm3) è usato molto spesso per indicare volumi di gas ad un certo stato normalizzato o standard. Non vi è alcun insieme di condizioni normalizzate o standard accettato universalmente. In Germania, il Nm³ è il volume di un gas alle seguenti condizioni normali: 1,01325 bar, umidità dello 0% (gas secco), a 0°C (DIN) o 15°C (ISO).
O2: vedi Ossigeno.
ODP (Ozone Depletion Potential): vedi Potenziale di riduzione dell'ozono.
ORC: (Organic Rankine Cycle): vedi Ciclo Organico Rankine.
Ossigeno: A temperatura e pressione standard, due atomi di elementi si legano per formare il di-ossigeno, un gas biatomico con la formula O2, molto azzurro, inodore, insapore. Questo composto è una parte importante dell'atmosfera, ed è necessario per sostenere la vita terrestre.
PCM (Phase Change Material): vedere cambiamento di fase materiale.
Pollame: è una categoria di uccelli domestici tenuti dagli esseri umani al fine di raccogliere le loro uova, o di ucciderli per la loro carne e/o piume.
Potenza: La quantità di lavoro svolto o l'energia trasferita per unità di tempo (definizione in fisica), nonché di energia elettrica dalla rete (definizione nel settore dell'energia). Potenza in inglese è espressa come Capacity (Capacità): ovvero la potenza massima che una macchina o un sistema può produrre o trasportare in sicurezza (potenza massima istantanea di un dispositivo in determinate condizioni). La potenza del dispositivo di generazione è espressa in genere in chilowatt o megawatt.
Potenza installata: La potenza installata è la capacità totale elettrica o termica dei dispositivi di generazione di energia.
Potenziale di riduzione dell'ozono: L'ODP di un composto chimico è la quantità relativa di degrado dello strato di ozono che può causare, a confronto con il triclorofluorometano (R-11 o CFC-11) che ha un ODP pari a 1,0. Il Clorodifluorometano (R-22), per esempio, ha un ODP di 0,055. CFC 11, o R-11 ha il potenziale massimo tra i clorocarburi per la presenza di tre atomi di cloro nella molecola. L’ODP è spesso usato in congiunzione con potenziale di riscaldamento globale di un composto (Global Warming Potential - GWP) come una misura di quanto possa essere dannoso per l'ambiente. GWP rappresenta la capacità di una sostanza di contribuire al riscaldamento globale.
Potenziale di riscaldamento globale (Global Warming Potential - GWP): esprime il
contributo all’effetto serra dato da una emissione gassosa in atmosfera. Si confronta la
quantità di calore intrappolato da una certa massa del gas in questione per la quantità di calore intrappolato da una massa simile di anidride carbonica. Il GWP è calcolato su un intervallo di tempo specifico, comunemente 20, 100 o 500 anni. GWP è espresso come fattore di biossido di carbonio il cui GWP è standardizzato a 1. Per esempio, il GWP 20 anni di metano è 72, che significa che se la stessa massa di metano e biossido di carbonio sono stati introdotti in atmosfera, allora il metano intrappola il calore 72 volte più della anidride carbonica nei prossimi 20 anni.
Potere calorifico: la quantità di calore rilasciato durante la combustione di una quantità specificata di un combustibile (biogas, biometano).
Power-to-Gas: Procedimento per la produzione di metano sintetico da elettrolisi dell'acqua con energia elettrica in eccedenza.
Processo di Kalina: il processo o ciclo Kalina è un processo termodinamico per la conversione dell'energia termica in energia meccanica utilizzabile. Si utilizza una soluzione di 2 fluidi con diversi punti di ebollizione per il suo fluido di lavoro.
Processo Mesofilo: DA con temperatura di 25°C - 45°C.
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Processo Psicrofilo: DA con temperatura inferiore ai 25°C.
Processo Termofilo: DA con temperatura di 45°C - 70°C.
PSA: vedi Adsorbimento ad Oscillazione di Pressione.
Raffreddamento: è il trasferimento di energia termica tramite radiazione termica, conduzione di calore o convezione in modo tale da modificare la temperatura del sistema di destinazione da livelli superiori a livelli di temperatura inferiori.
Rapporto di Efficienza Energetica (EER): il rapporto tra i risultati in termini di raffrescamento e l'immissione di energia elettrica.
Rete Intelligente (Smart Grid): Una rete intelligente è una rete elettrica che utilizza le tecnologie dell'informazione e altre tecnologie (es. stoccaggio, monitoraggio della produzione), al fine di regolare la domanda e l'offerta nel modo più efficiente. Le reti intelligenti sono misure per migliorare l'efficienza energetica dei sistemi e con l'aumento delle energie rinnovabili diventano sempre più importanti per stabilizzare la rete.
Scambiatore di calore: Dispositivo costruito per il trasferimento efficiente del calore da un fluido ad un altro: i liquidi possono essere separati da una parete solida in modo da non mescolarsi, oppure i sono direttamente a contatto.
SI: Il Sistema Internazionale di unità di misura (SI, abbreviato dal francese: Système international d'unités) è la forma moderna del sistema metrico decimale ed è il più diffuso tra i sistemi di unità di misura. Esso è basato su sette unità fondamentali, con le quali vengono definite le unità derivate.
Società di servizi energetici (ESCo, ESCO): Una società di servizi energetici è una società commerciale che fornisce una vasta gamma di soluzioni energetiche complete, tra cui la definizione e l'attuazione di progetti di risparmio energetico, progettazione di infrastrutture energetiche, produzione di energia elettrica, approvvigionamento energetico, e gestione del rischio.
Teleraffrescamento: il teleraffrescamento è un sistema per la distribuzione di acqua refrigerata o miscele acqua/ghiaccio da una posizione centralizzata per il raffreddamento residenziale e commerciale, come l'aria condizionata.
Teleriscaldamento: Il teleriscaldamento è un sistema per la distribuzione di energia termica, (con acqua calda o vapore) generata in una posizione centralizzata, per esigenze di riscaldamento residenziali e commerciali quali il riscaldamento di ambienti e la produzione di acqua calda.
Termodinamica: è quella branca della fisica e della chimica (chimica fisica) che descrive le trasformazioni subite da un sistema in seguito a processi che coinvolgono la trasformazione di massa ed energia. Essa considera principalmente le variazioni di temperatura, entropia, volume e pressione che descrivono le proprietà di corpi e delle radiazioni, e spiega il modo in cui sono legati e secondo quali leggi cambiano nel tempo.
Turbina: Macchina per convertire l'energia termica, sotto forma di vapore o gas ad alta temperatura, in energia meccanica. In una turbina, un flusso ad alta velocità di vapore o di gas passa attraverso file successive di pale radiali fissate ad un albero centrale.
Turbina a gas (sin. turbina a combustione): Una turbina che converte l'energia di un gas compresso caldo (prodotto dalla combustione del carburante in aria compressa) in potenza meccanica. Il combustibile utilizzato è normalmente gas naturale o olio combustibile.
Turbina a gas di scarico: turbina a gas che utilizza una parte del gas di scarico per la produzione di energia supplementare.
Umidità: L'umidità è la misura della quantità di vapore acqueo presente nell'atmosfera (o in generale in una massa d'aria).
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Upgrading: processo di purificazione del biogas a biometano.
Vapore: il vapore è una sostanza in fase gassosa ad una temperatura inferiore al suo punto critico. Ciò significa che il vapore può essere condensato in un liquido o un solido aumentando la sola pressione senza ridurre la temperatura. Per esempio, l'acqua ha una temperatura critica di 374°C (647 K), che è la massima temperatura a cui l'acqua liquida può esistere. Nell'atmosfera a temperature ordinarie, pertanto, l'acqua gassosa (noto come vapore acqueo) si condensa a liquido se la sua pressione parziale è aumentata in misura sufficiente. Un vapore può coesistere con la sua fase liquida (o solida).
Vapore acqueo: vapore acqueo è la fase gassosa dell'acqua. Vedi anche Vapore.
Watt (W): Unità di misura standard (sistema SI) della potenza, ovvero il lavoro compiuto da una forza o da un sistema di forze nell'unità di tempo. E’ anche l'unità di misura standard per l'alimentazione elettrica. Il termine ”kW” è l'acronimo di kilowatt e significa 1.000 watt. Il termine “MW” sta per Megawatt e significa 1.000.000 Watt.
Wattora (WH): Unità di misura dell'energia, simbolo Wh, pari a quella fornita dalla potenza di 1 watt in un'ora. Il termine ”kWh” è l'acronimo di kilowattora e significa 1.000 wattora. Il termine “MWh” sta per Megawattora e significa 1.000.000 Wattora.
Zeolite: minerale microporoso, alluminosilicato comunemente utilizzato come adsorbente commerciale.
∆T: vedi differenziale di temperatura.
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Unità di conversione generali
Tabella 11 - Prefissi per unità di energia.
Prefisso Abbreviazione Fattore Quantità
Deco Da 10 Dieci
Hecto H 10² Cento
Kilo K 10³ Mille
Mega M 106 Milione
Giga G 109 Miliardo
Tera T 1012
Trilione
Peta P 1015
Biliardo
Exa E 1018
Trilione
Tabella 12 - Conversione delle unità di energia (kilojoule, calorie chilo, chilo watt ora, tonnellata di carbone equivalente, metro cubo di gas naturale, tonnellate equivalenti di petrolio, barile, British Thermal Unit).
kJ kcal kWh TCE m³CH4 toe barrel
1 kJ 1 0.2388 0.000278 3.4 10-8
0.000032 2.4 10-8
1.76·10-7
1 kcal 4.1868 1 0.001163 14.3 10-8
0.00013 1 10-7
7.35·10-7
1 kWh 3.600 860 1 0.000123 0.113 0.000086 0.000063
1 TCE 29,308,000 7,000,000 8,140 1 924 0.70 52
1 m³ CH4 31,736 7,580 8.816 0.001082 1 0.000758 0.0056
1 toe 41,868,000 10,000,000 11,630 1.428 1,319 1 7.4
1 barrel 5,694.048 1,360.000 1,582 0.19421 179.42 0.136 1
1 BTU 1.055
Tabella 13 - Conversione di unità di potenza (kilocalorie al secondo, kilowatt, cavalli, Pferdestärke = forza cavallo)
kcal/s kW hp PS
1 kcal/s 1 4,1868 5,614 5,692
1 kW 0,238846 1 1,34102 1,35962
1 hp 0,17811 0,745700 1 1,01387
1 PS 0,1757 0,735499 0,98632 1
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Tabella 14 - Conversione delle unità di temperatura.
Unit Celsius Kelvin Fahrenheit
Celsius °C - °C = K − 273.15 °C = (°F − 32) × 1.8
Kelvin K K = °C + 273.15 - K = (°F +459.67) × 1.8
Fahrenheit °F °F = °C × 1.8 + 32 °F = K × 1.8 – 459.67 -
Tabella 15 - Conversione delle unità di pressione (pascal, bar, atmosfera tecnica, atmosfera standard, torr, libbre per pollice quadrato = psi)
Pa bar at atm Torr psi
1 Pa
0.00001 0.000010197 9.8692×10−6
0.0075006 0.0001450377
1 bar 100,000
1.0197 0.98692 750.06 14.50377
1 at 98,066.5 0.980665
0.9678411 735.5592 14.22334
1 atm 101,325 1.01325 1.0332
760 14.69595
1 Torr 133.3224 0.001333224 0.001359551 0.001315789
0.01933678
1 psi 6894.8 0.068948 0.0703069 0.068046 51.71493
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