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L’utilizzo delle biomasse a fini energetici Il biogas prodotto da digestione anaerobica di materiale organico contiene essenzialmente metano (CH4) ed anidride carbonica (CO 2 ), con i costituenti minori di importanza per l’utilizzo energetico rappresentati da acido solfidrico (H 2 S), ammoniaca (NH 3 ), azoto (N 2 ), monossido di carbonio (CO), idrogeno (H 2 ) ed ossigeno (O 2 ). La Tabella 3.1 ne sintetizza le caratteristiche indicative, in termini di composizione e dei principali parametri di interesse, in confronto con quelle analoghe del biogas da discariche di rifiuti e del gas naturale e con quelle richieste dalle specifiche per la rete nazionale di distribuzione. Parametri Biogas da discarica Biogas da digestione anaerobica Gas naturale del Mare del Nord Specifiche gas naturale rete Snam 3 Potere calorifico inferiore (MJ/m ) n 16 23 40 35 - 45,3 3 Densità (MJ/m ) n 1,3 1,2 0,84 0,56 - 0,8 3 Indice di Wobbe superiore (MJ/m ) n 18 27 55 49,9 - 55,2 Metano (% vol) 45 (35-65) 63 (53-70) 87 - Idrogeno (% vol) 0-3 - - - Anidride carbonica (% vol) 40 (15-50) 47 (30-47) 1,2 ≤ 3 Azoto (% vol) 15 (5-40) 0,2 0,3 - Ossigeno (% vol) 1 (0-5) 0 0 ≤ 0,6 Idrogeno solforato (ppm) 80 CO (% vol) 2 ≤ 6 < 2 < 6 < 5 (CO + 2 O + N ) 2 2 ≤ 2 Ossigeno (% vol) ≤ 3 < 0,01
Le caratteristiche del biogas grezzo sono tali da richiedere interventi depurativi finalizzati ad innalzarne il livello qualitativo per ottenere il cosiddetto biometano. In particolare, i trattamenti devono coinvolgere tanto la rimozione di componenti indesiderate quali H S e composti solforati, ammoniaca, mi- 2 croinquinanti, particolato solido ed umidità, che il miglioramento delle caratteristiche termiche del combustibile (PCS, PCI, Indice di Wobbe) attraverso tecniche di raffinazione del gas, sostanzialmente indirizzate all’incremento del tenore di metano ottenibile tramite la rimozione della CO . 2 In termini del tutto generali, i trattamenti richiesti risultano così sintetizzabili: • rimozione H S: necessaria per evitare corrosioni e accumuli nelle condotte e nei sistemi di utilizzo del biometano, oltre che possibilità di formazione di 2 sottoprodotti corrosivi in fase di combustione, con conseguenti problemi legati alle condense acide nei sistemi di convogliamento dei gas di scarico. In Tabella 3.3 sono riassunte le concentrazioni limite di H S nel biometano per l’immissione nella rete del gas naturale indicate in alcune legislazioni nazionali. 2 • rimozione umidità: finalizzata ad evitare problemi legati alla formazione di soluzioni acide corrosive nonché di condense in rete e nei sistemi di pressurizzazione/depressurizzazione. In Tabella 3.4 sono riassunti i contenuti massimi di umidità nel biometano indicati da diverse legislazioni nazionali per l’immissione nella rete del gas naturale; 40 Paese Concentrazione limite di H 2 S ammessa Svizzera 3.6 ppm H S 2 Francia 100 mg/m3 n zolfo totale Germania 30 mg/m3 n zolfo totale Svezia 23 mg/m3 n zolfo totale British Columbia 4.3 ppm H S 2 Tabella 3.3 : Concentrazioni limite di H2S nel biometano da immettere nella rete del gas naturale (5) Paese Concentrazione limite di umidità ammessa Svizzera 60% umidità Francia -5°C dew point Germania Dew point below ambient temperature Svezia Dew point = Tamb-5°C, max 32 mg/ m 3 n British Columbia 65 mg/ m 3 n Tabella 3.4 : Concentrazioni limite di umidità nel biometano da immettere nella rete del gas naturale (5)
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