visita 163 80% 130 - impianti denox deparia piccola cogenerazione... · bilancio favorevole...
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ISSN 2039-4225 • Mensile - anno XLI • Poste Italiane SpA – Spedizione in abbonamento Postale – D.L. 353/2003 (conv. In L. 27/02/2004 n. 46) art. 1, comma 1, DCB Milano
progettare rinnovabiliriscaldamentoclimatizzazioneidronica
giugno 2014
L’involucro e gli impianti del grattacielo passivoLe regole fondamentali per l’installazione di un impianto solareCogenerazione a biogas: emissioni e incentivi
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NORMATIVA
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Il problema delle emissioni nelle piccole centrali di cogenerazione a biogas
Un efficace contenimento delle emissioni di centrali
di cogenerazione a biogas è stato per lungo tempo
trascurato: tuttavia, il nuovo assetto nazionale
delle incentivazioni premia in modo significativo
il trattamento degli inquinanti, sotto determinati
limiti, nelle centrali di potenza inferiore a 300 kWe,
purtroppo imponendo dei requisiti al momento
quasi insostenibili.
Nel recente passato, lo sfruttamento del biogas a fine energetico ha vissu-
to un momento di grande interesse come essenziale integrazione all’atti-
vità di numerose aziende agricole e di allevamento, anche in funzione del
bilancio favorevole nell’emissione globale dei gas ad effetto serra e nella
nitrificazione ambientale rispetto alla pratica della dispersione dei liqua-
mi sui terreni agricoli. Ormai, la sagoma dei grandi digestori anaerobici è
diventata familiare e normale parte integrante del panorama delle zone a
vocazione agricola e zootecnica del nostro Paese. Il biogas prodotto viene
prevalentemente utilizzato come combustibile in motogeneratori destinati
alla cogenerazione di energia elettrica, ceduta alla rete, ed energia termica,
utilizzata prevalentemente per l’autoconsumo aziendale.
Lo sviluppo di questi impianti è stato in gran parte determinato dalle in-
centivazioni basate sulla remunerazione dell’energia elettrica ceduta, ad
una tariffa che per il periodo 2009-2012 è stata di 280 €/MWe per poten-
ze < 1 MW, taglia prevalente in questa tipologia di applicazioni. Allo sta-
to attuale, questi incentivi non esistono più: per il periodo 2013-2015, la
Cristiano Vergani
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Digestori anaerobici e generatori sono ormai parte stabile del panorama di molte regioni italiane a vocazione agro-zootecnica, con uno sviluppo di settore secondo in Europa alla sola Germania.
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nuova politica di incentivazione stabilita
dal DM 06/07/2012 “Incentivi per ener-
gia da fonti rinnovabili elettriche non fo-
tovoltaiche” prevede, per gli impianti che
rispettino determinate caratteristiche, de-
gli incentivi differenziati che possono rag-
giungere, nel caso più favorevole (impian-
ti di taglia inferiore a 300 kWe) un valo-
re massimo di 306 €/MWe, compreso un
“premio” supplementare per il rispetto dei
limiti emissivi degli inquinanti riportati in
un apposito allegato (Allegato 5), aspetto
che da solo comporta una quota aggiunti-
va di 30 €/MWh. In teoria, in quest’ultimo
caso, sembrerebbe che la nuova politica di
incentivi possa essere anche più premiante
di quella passata ma, come al solito, non
è tutto oro quello che riluce …
L’intenzione di favorire gli impianti di pic-
cola taglia e più rispettosi dell’ambiente
sembra evidente nelle intenzioni del legi-
slatore, però occorre vedere nel dettaglio
le problematiche da affrontare per rag-
giungere questo traguardo, ovvero un per-
corso che nasconde alcuni aspetti proble-
matici da valutare con grande attenzione:
a prescindere dall’analisi dei vari “paletti”
inseriti nel DM citato per rendere più diffi-
cile l’accesso agli incentivi, il rischio è quel-
lo di dovere affrontare, una volta superate
tutte le difficoltà burocratiche, un proces-
so di gestione costoso e complicato tale
da mettere a forte rischio la convenienza
dell’impresa. Insomma, se a prima vista le
condizioni “tecniche” possono sembrare
fattibili, ad un esame più approfondito ap-
pare abbastanza chiaro che il fine ultimo
del decreto ministeriale è in realtà quello di
scoraggiare la realizzazione degli impianti
che finge di volere sovvenzionare, purtrop-
po ancora una volta nel solco ben collau-
dato dei bizantinismi legislativi all’italiana.
Gli inquinanti caratteristici
I motogeneratori impiegati in questi im-
pianti emettono allo scarico degli inqui-
nanti che sono sostanzialmente i prodotti
di combustione del metano, frammisti ad
una quota di contaminanti presenti all’o-
rigine nel biogas utilizzato, che presenta
una composizione tipica come riportato
in tabella 1.
La combustione naturalmente non è mai
completa come potrebbe avvenire solo in
un motore ideale, si tratta in realtà di un
processo di ossidazione incompleta che ge-
nera, oltre a CO2 ed acqua, una serie di
composti organici considerati complessiva-
mente come COT (Carbonio Organico To-
tale). Tale quota comprende vari idrocar-
buri ed anche la formaldeide che, come
vedremo, è un inquinante che riveste una
particolare importanza. Il processo di com-
bustione genera inoltre monossido di car-
bonio (CO) ed ossidi di azoto (NOx) e una
quantità in genere limitata (per quanto ri-
guarda il biogas) di particolato. La presenza
di sostanze solforate (come H2S) nel com-
bustibile comporta inoltre l’emissione di
SO2 (diossido di zolfo o anidride solforosa).
Il COT può essere inteso come COTNM, ov-
vero Carbonio Organico Totale Non Meta-
nico, oppure come comprensivo anche del
metano: questo è un aspetto controverso
e di importanza decisiva al fine dei rispet-
to dei limiti di emissione previsti per questa
tipologia di impianti.
Limiti imposti
Al fine di ottenere la quota supplementare
di incentivi prevista dal DM 06/07/2012,
è necessario il rispetto dei limiti indicati
nel relativo Allegato 5, qui riportati in ta-
bella 2, solo per quanto riguarda la classe
di potenza termica nominale ≤ 6 MWt in
cui ricadono gli impianti che stiamo con-
siderando.
L’Allegato 5, oltre a prescrivere questi limiti,
obbliga all’installazione di un sistema SAE
(Sistema di Analisi Emissioni), comprensivo
di uno specifico analizzatore per ammonia-
ca (NH3) nel caso in cui sia installato un si-
stema SCR per l’abbattimento degli ossidi
di azoto; il motivo è che tali sistemi utilizza-
no ammoniaca o precursori dell’ammonia-
ca come reagenti e possono comportare la
presenza di residui ammoniacali al camino,
tanto maggiori quanto più l’efficienza del
reattore catalitico diminuisce in seguito a
fenomeni di progressivo avvelenamento del
catalizzatore da parte di sostanze contami-
nanti (come lo zolfo e il fosforo, comune-
mente presenti nel biogas).
I limiti effettivi da rispettare nell’esercizio
degli impianti sono imposti in sede di au-
torizzazione dalle Province o dalle Regioni
di competenza, che hanno il potere di sta-
bilire dei valori meno restrittivi rispetto a
quelli del DM 06/07/2012 (ma non inferio-
ri a quelli riportati dal T.U. Ambiente Dlgs
152/2006 e successivi aggiornamenti, che
fissa i valori minimi delle emissioni in vi-
gore sul territorio nazionale), oppure pari
o persino più restrittivi. In pratica, in Italia
esiste una situazione a “macchia di leopar-
Tab. 1 - Composizione del biogasprodotto da digestione anaerobica.
Metano (CH4) 50-75%
Anidride carbonica (CO2) 25-45%
Idrogeno (H2) 1-10%
Azoto (N2) 0,5-3%
Monossido di Carbonio (CO) 0,1%
Idrogeno solforato (H2S) 0,02-0,2%
Acqua (H2O) Saturazione
Tab. 2 –- Limiti di emissione degli inquinanti Allegato 5 DM 06/07/2012 per impianti di PTN ≤ 6 MWt.
Inquinante Valori (mg/Nm3)
NOx (espressi come NO2) 200
NH3
5
CO 200
SO2
150
COT 30
Polveri 10
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do”, nella quale alcune amministrazioni
“guida”, dove l’inquinamento è più eleva-
to o la sensibilità ambientale è maggiore,
pongono per prime dei limiti più restritti-
vi, mentre altre seguono gli stessi indirizzi
a distanza anche di molti anni oppure si
limitano ad applicare la normativa nazio-
nale. Il risultato è che centrali di cogenera-
zione poste a pochi chilometri di distanza
possono trovarsi a dover rispettare dei li-
miti di emissione diversi, il che può avere
delle conseguenze decisive sul bilancio di
gestione. Ad ogni modo, questo compor-
ta l’esistenza di Province nel cui territorio
i limiti imposti sono già tali da quasi sod-
disfare i requisiti dell’Allegato 5, mentre
nella grande maggioranza dei casi i livelli
minimi richiesti sono decisamente più alti.
Nel tentativo di comprendere l’attuale si-
tuazione presente sul territorio, si può ve-
dere nella tabella 3 il panorama dei limiti
di emissione per il biogas previsti in alcune
Regioni più avanzate sotto questo punto
di vista. Per quanto riguarda NOx e CO, i
limiti in vigore nelle province di Ferrara e
Cuneo (e in tutta la Lombardia per il CO), ri-
chiedono necessariamente l’installazione di
un reattore catalitico per essere rispettati, di
tipo SCR (catalitico selettivo riducente) per
gli NOx e di tipo OXI (catalitico ossidante)
per il CO. Indipendentemente dai requisiti
previsti dal DM 06/07/2012, quando viene
richiesta l’installazione di un reattore SCR,
questa deve essere accompagnata da un
sistema di analisi in continuo per NOx, CO
e ammoniaca. I reattori SCR comprendono
sempre al loro interno anche uno stadio
catalitico di tipo OXY, permettendo così di
trattare simultaneamente gli ossidi di azoto
ed il monossido di carbonio.
Come si può vedere, l’entità dei valori li-
mite richiesti nei casi più restrittivi si avvici-
na a quelli previsti per soddisfare i requisiti
dell’Allegato 5, perlomeno in riferimento a
NOx e CO; quindi, sembrerebbe opportuno
dimensionare il reattore catalitico in modo
tale da ridurre ancora un poco le concen-
trazioni, al fine di rientrare così, in modo re-
lativamente semplice, negli impianti aven-
ti diritto all’incentivazione supplementare.
Questo ragionamento si regge anche sul
fatto che i reattori catalitici possono ridurre
in modo significativo anche la frazione di
COT, anche se scendere sotto i 30 mg/Nm3
previsti dall’Allegato 5 non è cosa semplice.
Occorre tenere presente che l’installazio-
ne di un reattore catalitico SCR + OXI ha
un costo che si avvicina a quello del moto-
generatore stesso e che il recupero di tale
costo (e dei costi di gestione, composti da
manutenzione del catalizzatore e consu-
mo del reagente riducente) è reso possibi-
le solo dalla presenza degli incentivi, come
nel caso, già ampiamente sperimentato in
Italia, dei motogeneratori ad olio vegetale,
che si reggevano economicamente grazie
alla quota di 280 €/MW prevista dal pas-
sato programma di sostegno alle energie
rinnovabili. Il caso del biogas è purtroppo
Tab. 3 - Limiti attualmente imposti sulle emissioni dei motogeneratori a biogas.
Limiti imposti (mg/Nm3 riportati al 5% di O2)
Regioni Provincia NOx NH3
CO COT
Lombardia 400 5 250 100
Emilia Romagna 350 650 150
ARPA sez. locale Ferrara 200 (NOx+NH3) 250 100
Piemonte 250 300
ARPA sez. locale Cuneo 250 300 150
Tipico gruppo motogeneratore alimentato a biogas, assemblato in container e dotato di un semplice catalizzatore ossidante per abbattimento del CO (non visibile in quanto installato internamente). Un eventuale trattamento completo delle emissioni richiederebbe una maggiorazione del catalizzatore ossidante e l’installazione di un catalizzatore SCR ed un post-combustore.
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decisamente più complesso, a causa di al-
cuni aspetti specifici legati alla tipologia del-
le emissioni, che portano ancora più in alto
i costi di installazione e di gestione rispet-
to, ad esempio, all’olio vegetale; per cui,
anche ammettendo di riuscire ad accede-
re ad una quota di incentivi vicina a quella
passata (cosa oggi assai più difficile), il ri-
schio è quello di non raggiungere un livello
di remunerazione sufficiente che giustifichi
l’impresa (fatto salvo il caso del completo
autoconsumo, ma si tratta di un’ipotesi non
realistica considerando i consumi elettrici
delle attività agro-zootecniche che utilizze-
rebbero questi impianti di cogenerazione).
Il problema dei contaminanti
Come riportato in precedenza, questi so-
no legati alla composizione delle emissio-
ni, e dipendono da fattori diversi sia di tipo
tecnico (fattori di processo), sia da alcune
ambiguità, in tema di limiti da imporre, del
panorama normativo e legislativo italiano,
che sta attraversando una fase di tentenna-
mento sulle politiche di incentivazione delle
energie rinnovabili, sia per le pressioni del-
le varie fazioni in grado di fare lobbying in
senso favorevole o contrario, sia per l’og-
gettiva mancanza di fondi disponibili (im-
possibile gravare ulteriormente sulla nostra
bolletta elettrica, già molto più onerosa del-
la media europea).
Per quanto riguarda i fattori di processo,
il primo dipende dalla presenza nei gas da
trattare di alcuni contaminanti (zolfo, fo-
sforo) che sono in grado di accorciare sen-
sibilmente la vita operativa dei catalizzatori
impiegati: ciò si traduce in una manuten-
zione molto più onerosa, dato che il cataliz-
zatore deve essere sostituito con maggiore
frequenza. Si tratta dello stesso fattore che
sta rendendo antieconomica la gestione de-
gli impianti ad olio vegetale, passati in mas-
sa, per motivi di mercato, dall’utilizzo di oli
raffinati o semi-raffinati ad oli grezzi o di
recupero. Il secondo importante fattore di
questo tipo dipende in qualche modo dal
primo, cioè dall’elevato tenore di contami-
nanti che, fin dal primo giorno di esercizio,
provoca una progressiva caduta di efficien-
za del reattore SCR. Questo inconveniente
costringe ad aumentare il rapporto stechio-
metrico di dosaggio del reagente riducente
(soluzione acquosa di urea o ammoniaca),
il che può comportare il precoce supera-
mento dei limiti di emissione di ammonia-
ca al camino, che sono molto restrittivi (5
mg/Nm3) e quindi, richiedere anche in que-
sto caso la sostituzione prematura del ca-
talizzatore.
Il problema della formaldeide
e del metano
La presenza di formaldeide e di metano
incombusto nelle emissioni del biogas rap-
presenta un grosso problema potenziale,
per ora non completamente emerso per-
ché oggetto di diverse interpretazioni a
livello di imposizione dei limiti.
Per quanto riguarda la formaldeide
(CH2O), si tratta del composto organico
più abbondante tra i residui di combustio-
ne del gas metano (fino al 60% del totale).
Attualmente non viene imposto un limite
specifico sugli impianti alimentati a biogas,
in quanto esiste il limite sul COT (Carbonio
Organico Totale) che si riferisce all’insieme
di tutti i composti organici. In Germania
Una possibile soluzione per il trattamento globale delle emissioni provenienti da un motogeneratore a biogas è rappresentata da un ossidatore termico rigenerativo flameless con funzione SNCR integrata.
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invece viene imposto un limite specifico
(TA-LUFT 2002) pari a 60 mg/Nm3. In re-
altà, anche in Italia esiste un limite speci-
fico (ben più restrittivo), stabilito del Dlgs
152, pari a 20 mg/Nm3, attualmente non
imposto su questa classe di impianti: se lo
fosse, sarebbe ben arduo rispettarlo, visto
che richiederebbe un dimensionamento
molto più abbondante dei catalizzatori os-
sidanti OXI usati per l’abbattimento, mol-
to maggiore di quelli usati attualmente sul
mercato tedesco, già difficilmente gestibi-
li dal punto di vista dei costi. Dato che la
formaldeide è un cancerogeno accertato
per la specie umana, è presumibile che ta-
le “svista” nell’imposizione dei limiti non
possa durare ancora a lungo.
Il metano invece, oltre ad essere il maggio-
re costituente del biogas, è sorprendente-
mente anche uno dei maggiori costituenti
dei suoi residui di combustione allo scarico:
l’importanza del metano come gas serra è
notevole, quindi il fenomeno del rilascio ab-
bondante in atmosfera da parte dei moto-
ri alimentati in tutto o in parte con questo
gas sta attirando velocemente l’attenzione
del legislatore. Attualmente, il metano non
viene considerato come parte della quota
di COT, viene semplicemente escluso e non
esiste un limite specifico di emissione. Tut-
tavia, sono molto forti le pressioni affinché
anche la quota dei composti metanici en-
tri a far parte del COT, il che renderebbe
molto problematico il suo trattamento per
rientrare nei limiti (in questo momento, le
fazioni favorevole e contraria all’incorpora-
mento del metano nel COT si stanno com-
battendo a colpi di sentenze dei TAR di Re-
gioni diverse).
Senza entrare eccessivamente nello specifi-
co, la causa della presenza massiccia di me-
tano allo scarico (da centinaia a migliaia di
mg/Nm3) nei motori a gas, dipende princi-
palmente da motivi strutturali, la cui solu-
zione richiederebbe una riprogettazione del
parco motoristico, un’opzione attualmente
non sostenibile per il mercato della coge-
nerazione, considerato una piccola nicchia
marginale dai produttori di grandi motori
stazionari: ciò porta all’esclusione delle pos-
sibili misure di abbattimento primarie (all’o-
rigine). Le misure di abbattimento seconda-
rie (delle emissioni) sono purtroppo molto
difficili da applicare (praticamente impossi-
bili) con i reattori catalitici attualmente in
uso: ciò non vuol dire che un intervento ef-
ficace sia tecnicamente non fattibile, ma ciò
significherebbe dover installare un ulteriore
dispositivo specifico a valle dei reattori cata-
litici, una soluzione che rischierebbe di ren-
dere l’impianto non sostenibile economica-
mente. Infatti, l’unica soluzione disponibile
per l’abbattimento del metano negli scarichi
consiste nella sua combustione, il che richie-
de la presenza di un bruciatore (post-com-
bustore). Il problema è che per alimentare
questo combustore servirebbe una quota
non indifferente del biogas disponibile, con
un aumento notevole dei consumi e quindi
un sensibile calo del rendimento energetico
complessivo dell’impianto.
Oppure, si potrebbe utilizzare un dispositivo
molto meno energivoro, ovvero un combu-
store rigenerativo (RTO), in grado di recu-
perare gran parte del calore di combustio-
ne del metano per pre-riscaldare il metano
stesso a monte della zona di combustione.
In questo caso si avrebbe addirittura un in-
cremento del rendimento energetico com-
plessivo, ma a spese di un deciso aumento
dei costi di installazione: alla fine, il treno dei
dispositivi di trattamento (SCR+OXI+RTO) fi-
nirebbe per costare più del solo motogene-
ratore (in pratica è come se la marmitta ca-
talitica costasse più di tutto il resto dell’au-
tomobile).
Senza contare il fatto che ci si troverebbe a Centralina di dosaggio del reagente riducente (ammonio idrato NH4OH) utilizzato nel dispositivo RTO+SNCR per l’abbattimento simultaneo di CO, COT, NOx.
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dover gestire un insieme di impianti com-
plessi, ognuno bisognoso di attenzioni e
manutenzioni specifiche.
Possibili soluzioni
Sembrerebbe quindi che realizzazione di
impianti cogenerativi a biogas in grado di
rispettare i limiti più restrittivi, quindi ido-
nei ad accedere a degli incentivi che ne
rendano profittevole la gestione, sia una
specie di missione impossibile: di fatto, il
mercato di questa tipologia di impianti si è
“congelato”, con gravissimi danni a tutto
il comparto industriale che se ne occupa:
se questo era l’intento di chi ha redatto il
piano vigente di incentivazione, bisogna
dire che c’è riuscito in pieno. Ma noi siamo
ottimisti e preferiamo credere che, in real-
tà, il vero intento sia stato quello di voler
sospingere i costruttori di impianti di trat-
tamento delle emissioni verso una mag-
giore innovazione. In effetti, questa sem-
bra l’unica strada percorribile per uscire da
questa impasse, ovvero la messa a punto
di un nuovo dispositivo creato apposita-
mente per le esigenze specifiche dei mo-
togeneratori a biogas. Purtroppo l’impresa
appare assai difficoltosa, vista la piccola ta-
glia di potenza (≤ 300 kWe) degli impianti
maggiormente candidati ad essere favoriti
dal mercato data la maggiore incentivazio-
ne prevista, per cui questo dispositivo do-
vrebbe essere sì molto efficiente ma, allo
stesso tempo, comportare bassi costi di in-
stallazione e di gestione, due aspetti ben
difficilmente conciliabili tra loro.
Dopo un primo tentativo di seguire la stra-
da percorsa in Germania (ovvero l’uso di
catalizzatori OXI dimensionati anche per
la formaldeide e l’aggiunta di un combu-
store rigenerativo all’esistente reattore
SCR+OXI) ci si è resi conto che il diverso
regime di incentivi e l’incertezza sui limi-
ti di prossima applicazione, che rischiano
di essere più restrittivi di quelli tedeschi,
avrebbe reso inapplicabile tale soluzione:
allora non rimane che una sola possibilità,
cioè l’installazione di un solo dispositivo in
grado di abbattere a largo spettro, con ele-
vata efficienza e limitate esigenze energe-
tiche, tutti quanti gli inquinanti coinvolti.
In pratica, si tratta di realizzare un com-
bustore rigenerativo, di per sé in grado di
ossidare CO, COT (formaldeide e metano
compresi) che sia in grado di abbattere
efficacemente anche gli ossidi di azoto.
Tale dispositivo esiste come prototipo di
un costruttore nazionale, ed è stato pos-
sibile realizzarlo integrando nella struttura
di un RTO la tecnologia SNCR, ovvero una
riduzione selettiva non catalitica, meno ef-
ficiente della tecnologia catalitica SCR, ma
decisamente meno costosa e complessa.
Di fatto, i motori a biogas sono caratteriz-
zati da un’emissione di ossidi di azoto in-
feriore a quella tipica di altri combustibili,
permettendo così l’impiego di una tecno-
logia meno efficiente, ma altrettanto affi-
dabile dell’alternativa più costosa abitual-
mente impiegata.
Ora, se tale promettente soluzione si ri-
velerà all’altezza delle aspettative, non ri-
mane che sperare che gli incentivi possa-
no essere effettivamente erogabili, altri-
menti il solerte legislatore dovrà inventar-
si ancora qualcosa per renderli di nuovo
irraggiungibili!
© RIPRODUZIONE RISERVATA
Grande centrale tedesca a biogas con trattamento finale delle emissioni con ossidatore termico rigenerativo (a sinistra). La sfida aperta è quella di portare questa tecnologia alla portata delle centrali di piccola potenza, penalizzate da limiti di emissione più restrittivi e minori possibilità di investimento.
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