IT201800020656A1

IT201800020656A1 - Impianto per la produzione di biometano e metodo di funzionamento dello stesso

Info

Publication number: IT201800020656A1
Application number: IT102018000020656A
Authority: IT
Inventors: Massimiliano Antonini; Davide Mainero; Andres Saldivia; Simone Solaro
Original assignee: Hysytech Srl; Acea Pinerolese Ind S P A
Priority date: 2018-12-21
Filing date: 2018-12-21
Publication date: 2020-06-21

Description

Descrizione dell’invenzione industriale dal titolo:

IMPIANTO PER LA PRODUZIONE DI BIOMETANO E METODO DI FUNZIONAMENTO DELLO STESSO

CAMPO DELL’INVENZIONE

La presente invenzione si riferisce ad un impianto per la produzione di biometano comprendente una unità di produzione di biogas, una unità di trattamento del biogas prodotto e una unità di cogenerazione.

L’invenzione si riferisce inoltre ad un metodo di funzionamento di tale impianto. STATO DELLA TECNICA

Negli ultimi decenni la valorizzazione energetica di residui organici, in particolare della frazione organica di rifiuti solidi urbani, ha acquisto una importanza sempre maggiore sia dal punto di vista dello smaltimento dei residui organici stessi, sia dal punto di vista dello sviluppo di nuove fonti energetiche.

Come noto, la valorizzazione energetica di residui organici prevede tipicamente come prima fase l’ottenimento da essi di biogas. Ciò può avvenire attivamente, in particolare sottoponendo in modo mirato e controllato i residui organici a processi di digestione anaerobica che sviluppano biogas, oppure passivamente, depositando in residui organici in discarica e captando il biogas che si ivi si genera autonomamente nel tempo.

In entrambi i casi, il biogas grezzo così ottenuto è una miscela formata principalmente da metano (CH4) – tipicamente presente in percentuali del 40-70% in volume nel caso provenienza da digestione anaerobica e del 25-65% in volume nel caso di provenienza da discarica – e biossido di carbonio (CO2) e, in misura minore, da altre sostanze come ossigeno, idrogeno, azoto e/o suoi composti, zolfo e/o suoi composti, composti del fluoro, solventi organici volatili, composti aromatici, vapore acqueo e particelle solide.

Dopo un pretrattamento volto ad eliminare sostanze inquinanti o comunque deleterie per i componenti degli impianti in cui il biogas grezzo deve venire successivamente utilizzato o trattato, esso può venire impiegato o direttamente come combustibile, tipicamente in aggiunta a gas naturale o altro combustibile gassoso equivalente, in unità per la produzione di energia elettrica o la cogenerazione, oppure sottoposto a ulteriori processi di trattamento o purificazione (cosiddetto upgrading) per ottenere da esso biometano.

I processi di trattamento del biogas grezzo hanno lo scopo di aumentare la concentrazione di metano, eliminando il più possibile le altre sostanze presenti in miscela, in particolare il biossido di carbonio. Da tali processi si ottiene biometano con una percentuale di metano non inferiore al 95-99%, con caratteristiche energetiche analoghe a quelle del gas naturale (purificato) di origine fossile, e quindi intercambiabile con esso come combustibile per la produzione di energia elettrica, per riscaldamento, per uso domestico, per autotrazione, ecc. Le componenti di gas rimosse dalla miscela del biogas grezzo, contenenti in particolare il biossido di carbonio, vanno a costituire uno o più flussi di gas di scarto (offgas) del processo di trattamento.

Se inizialmente il biogas ottenuto da residui organici veniva quasi esclusivamente impiegato come combustibile per produzione diretta di energia elettrica o cogenerazione, la tendenza attuale, grazie al progressivo sviluppo di processi di trattamento del biogas grezzo sempre più efficienti, è quella di destinare il biogas ottenuto da residui organici in maniera preponderante alla produzione di biometano.

Poiché sia la produzione di biogas grezzo, in particolare tramite digestione anaerobica, sia il successivo trattamento del biogas grezzo per ottenere biometano richiedono un apporto non trascurabile di energia elettrica e termica per lo svolgimento dei rispettivi processi, tipicamente gli impianti per la produzione di biometano noti comprendono comunque anche una unità di cogenerazione. Si tratta in questo caso generalmente di unità di cogenerazione di taglia relativamente piccola (qualche centinaio di kWe), destinate essenzialmente all’autosostentamento energetico dell’impianto.

La configurazione degli impianti per la produzione di biometano noti del tipo suddetto prevede in genere che l’unità di trattamento di biogas e l’unità di cogenerazione funzionino tra loro in parallelo rispetto all’unità di produzione di biogas in modo pressoché indipendente l’una dall’altra, fatta salva l’alimentazione di energia, in particolare energia elettrica, dall’unità di cogenerazione verso i dispostivi/processi dell’unità di trattamento di biogas che ne necessitano.

Si è riscontrato che negli impianti per la produzione di biometano noti la scarsa interazione tra unità di trattamento di biogas e unità di cogenerazione, ovvero tra i corrispondenti processi, rappresenta un ostacolo alle possibilità di ottimizzazione di funzionamento e di aumento di flessibilità operativa complessiva degli impianti medesimi. In particolare, in tali impianti è spesso difficile seguire dinamicamente in modo ottimale la richiesta di energia dei processi di produzione di biogas e di trattamento dello stesso per ottenere biometano. Ciò si ripercuote negativamente da un lato sulle possibilità di regolazione del processo di impianto nel suo complesso, dall’altro sui relativi consumi energetici, in quanto uno sfruttamento non ottimale della capacità di cogenerazione comporta un maggior ricorso a sorgenti di energia elettrica e/o termica esterne.

SOMMARIO DELL’INVENZIONE

Scopo della presente invenzione è mettere a disposizione un impianto per la produzione di biometano del tipo comprendente una unità di produzione di biogas, una unità di trattamento del biogas e una unità di cogenerazione, e un relativo metodo di funzionamento migliorati rispetto agli impianti e metodi noti.

In particolare, scopo dell’invenzione è mettere a disposizione un impianto per la produzione di biometano e un relativo metodo di funzionamento che consentano di ottenere un miglioramento di prestazioni ed una maggiore flessibilità operativa rispetto agli impianti e metodi noti.

In un suo primo aspetto, la presente invenzione riguarda pertanto un impianto per la produzione di biometano comprendente:

- una unità di produzione di biogas atta a produrre un flusso di biogas grezzo, comprendente una uscita di biogas grezzo;

- una unità di trattamento di biogas per separare metano dal biogas grezzo prodotto dall’unità di produzione di biogas, comprendente un ingresso di biogas grezzo in comunicazione di fluido con l’uscita di biogas grezzo dell’unità di produzione di biogas, una uscita di biometano e almeno una uscita di gas di scarto, e

- una unità di cogenerazione per fornire energia almeno a utenze dell’impianto, provvista di una rispettiva linea di alimentazione di combustibile.

L’impianto comprende inoltre una linea di prelievo di gas di scarto provvista di mezzi valvolari estesa tra l’almeno una uscita di gas di scarto dell’unità di trattamento di biogas e la linea di alimentazione di combustibile dell’unità di cogenerazione.

Grazie a tale configurazione di impianto è possibile trasferire selettivamente un flusso di gas di scarto ancora relativamente ricco di metano, derivante dal processo di trattamento del biogas attuato nell’unità di trattamento di biogas, all’unità di cogenerazione, per alimentare quest’ultima.

L’impiego di gas di scarto derivante dall’unità di trattamento di biogas come combustibile per l’unità di cogenerazione comporta un duplice vantaggio. Da un lato, è possibile valorizzare energeticamente un prodotto di scarto del processo di trattamento di biogas e quindi ridurre l’apporto di altri combustibili, come biogas grezzo proveniente dall’unità di produzione di biogas e/o gas naturale o altro combustibile primario analogo introdotto dall’esterno, per soddisfare il fabbisogno energetico dell’impianto. Dall’altro, tramite la combustione si elimina il metano presente nel gas di scarto e si possono così evitare ulteriori trattamenti, e con essi i relativi costi, a cui altrimenti dovrebbe essere tipicamente sottoposto il gas di scarto per poter essere rilasciato nell’ambiente nel rispetto delle vigenti normative sulle emissioni.

Nel complesso, quindi, a parità di servizio reso, cioè, in particolare, di quantità di residuo organico trattato, l’impianto per la produzione di biometano dell’invenzione consente di minimizzare l’apporto energetico dall’esterno, massimizzare la produzione di biometano e ottimizzare le emissioni.

Oltre ad un miglioramento delle prestazioni, la sinergia che l’impianto dell’invenzione permette di realizzare tra il processo di trattamento del biogas grezzo attuato nell’unità di trattamento di biogas e il processo di cogenerazione attuato nell’unità di cogenerazione vantaggiosamente conferisce all’impianto stesso anche una maggiore flessibilità operativa. Infatti, da un lato vi è a disposizione un mix energetico più ampio per alimentare l’unità di cogenerazione, dall’altro vi è una duplice possibilità per gestire un flusso di gas di scarto prodotto dall’unità di trattamento di biogas, che può essere utilizzato come combustibile per l’unità di cogenerazione oppure subire ulteriori fasi di trattamento nell’unità di trattamento di biogas per eliminare sostanzialmente, possibilmente recuperandolo, il metano ancora presente nel gas di scarto.

Grazie a tale maggiore flessibilità, l’impianto per la produzione di biogas dell’invenzione può adattarsi più facilmente a variazioni transitorie o permanenti di condizioni operative, mantenendo sempre prestazioni il più possibile ottimali.

La soluzione proposta con l’invenzione è inoltre tecnicamente implementabile in modo relativamente semplice sia in impianti di nuova realizzazione, sia come retrofit in impianti già esistenti.

Preferibilmente, i mezzi valvolari previsti nella linea di prelievo di gas di scarto sono mezzi valvolari regolabili. Più preferibilmente, tali mezzi valvolari comprendono o sono costituiti da una valvola di controllo modulante.

La possibilità di regolare in modo continuo la portata del flusso di gas di scarto che viene trasferita dall’unità di trattamento di biogas all’unità di cogenerazione aumenta ulteriormente la flessibilità operativa dell’impianto. È infatti possibile adattare sostanzialmente in tempo reale il funzionamento dell’impianto a curve di carico variabili, mantenendo sempre condizioni di funzionamento il più possibile ottimali. Ciò può essere utile in particolare per seguire periodiche variazioni di apporto di residui organici all’unità di produzione di biogas, che possono avere luogo ad esempio nel corso della giornata o su intervalli di tempo più lunghi.

Preferibilmente, per consentire una alimentazione dell’unità di cogenerazione anche con biogas grezzo direttamente proveniente dall’unità di produzione di biogas, la linea di alimentazione di combustibile dell’unità di cogenerazione è in comunicazione di fluido con l’uscita di biogas grezzo dell’unità di produzione di biogas.

Convenientemente, la linea di alimentazione di combustibile dell’unità di cogenerazione comprende un dispositivo miscelatore avente un ingresso di gas di scarto per ricevere un flusso di gas di scarto dall’unità di trattamento di biogas tramite detta linea di prelievo di gas di scarto, un ingresso di biogas grezzo per ricevere un flusso di biogas grezzo dall’unità di produzione di biogas e preferibilmente anche un ingresso di combustibile primario per ricevere un flusso di combustibile primario dall’esterno.

Preferibilmente, il dispositivo miscelatore è una stazione miscelatrice di gas.

Vantaggiosamente, il dispositivo miscelatore permette di miscelare differenti flussi di gas destinati ad alimentare l’unità di cogenerazione – in particolare qui il flusso di gas di scarto proveniente dall’unità di trattamento di biogas, il flusso di biogas grezzo proveniente dall’unità di produzione di biogas ed eventualmente anche un flusso di combustibile primario, ad esempio gas naturale, gas di petrolio liquefatto (GPL), ecc., fornito dall’esterno dell’impianto –, in modo tale che la quantità, cioè la portata, e la qualità, cioè il potere calorifico, ovvero il contenuto di metano, della miscela di combustibile inviata all’unità di cogenerazione siano sempre adeguate per ottenere la potenza richiesta all’unità di cogenerazione stessa in condizioni di funzionamento il più possibile ottimali del suo motore.

In una forma di realizzazione preferita dell’impianto per la produzione di biometano l’unità di trattamento di biogas comprende:

- un primo stadio di trattamento, destinato a separare metano da biogas da trattare, comprendente un ingresso di biogas da trattare, una uscita di biogas trattato formante detta uscita di biometano dell’unità di trattamento di biogas, e una uscita di gas di scarto formante detta almeno una uscita di gas di scarto dell’unità di trattamento di biogas, e

- un secondo stadio di trattamento, destinato a recuperare metano da gas di scarto prodotto dal primo stadio di trattamento, disposto in una linea di ricircolo di gas di scarto estesa, in parallelo rispetto a detta linea di prelievo di gas di scarto, tra l’uscita di gas di scarto del primo stadio di trattamento e l’ingresso di biogas da trattare del primo stadio di trattamento.

Con una tale configurazione dell’unità di trattamento di biogas, nell’impianto di produzione di biometano dell’invenzione vengono messe a disposizione due modalità, utilizzabili in alternativa o congiuntamente, per gestire un flusso di gas di scarto derivante dal processo di trattamento del biogas, il che contribuisce ulteriormente alla flessibilità operativa dell’impianto. Da un lato è infatti possibile utilizzare tale flusso di gas di scarto come combustibile per l’unità di cogenerazione, come precedentemente descritto, dall’altro è possibile sottoporlo ad un ulteriore stadio di trattamento per recuperare da esso ulteriore metano. In entrambi i casi, oltre a valorizzare, direttamente o indirettamente, il contenuto di metano ancora presente nel gas di scarto, è possibile garantire che il flusso di gas rilasciato nell’ambiente – sotto forma di fumi nel caso della combustione nell’unità di cogenerazione oppure come flusso di gas di scarto secondario nel caso di ulteriore trattamento nell’unità di trattamento di biogas – abbia sempre un contenuto di metano inferiore ai limiti nomativi vigenti.

Preferibilmente, in questo caso l’unità di trattamento di biogas comprende un compressore disposto in detta linea di ricircolo di gas di scarto, a monte del secondo stadio di trattamento.

Tramite tale compressore è vantaggiosamente possibile controllare in modo indipendente la pressione a valle dell’uscita di gas di scarto della prima unità di trattamento, e quindi, in pratica, nella linea di prelievo di gas di scarto a monte dei relativi mezzi valvolari e nella linea di ricircolo di gas di scarto collegate a tale uscita. In particolare, il compressore permette di mantenere la pressione in tali sezioni di impianto entro valori di esercizio ottimali a fronte di variazioni della richiesta di gas di scarto da parte dell’unità di cogenerazione attraverso la linea di prelievo di gas di scarto, ovvero di variazioni del grado di apertura dei mezzi valvolari previsti in tale linea.

Preferibilmente, l’unità di trattamento di biogas comprende un ulteriore compressore disposto in una linea di alimentazione di gas da trattare a monte del primo stadio di trattamento.

Tale ulteriore compressore permette di portare il biogas da trattare, in particolare il biogas grezzo proveniente dall’unità di produzione di biogas, alla pressione di esercizio richiesta per i processi di trattamento attuati nell’unità di trattamento di biogas, in particolare anche tenendo conto di una ripartizione del flusso di biogas grezzo tra unità di trattamento di biogas e unità di cogenerazione.

In un suo secondo aspetto, l’invenzione riguarda un metodo di funzionamento di un impianto per la produzione di biometano con le caratteristiche più sopra esposte. In particolare, il metodo comprende la fase di inviare un flusso di gas di scarto dall’unità di trattamento di biogas all’unità di cogenerazione mettendo selettivamente in comunicazione di fluido almeno una uscita di gas di scarto dell’unità di trattamento di biogas con la linea di alimentazione di combustibile dell’unità di cogenerazione per mezzo della linea di prelievo di gas di scarto.

Tale metodo di funzionamento di un impianto per la produzione di biometano permette di conseguire vantaggi analoghi a quelli più sopra descritti con riferimento al primo aspetto dell’invenzione. In particolare, la sinergia che così si realizza tra unità di trattamento di biogas e unità di cogenerazione apre nuove possibilità di ottimizzazione delle prestazioni dell’impianto nel suo complesso in termini di riduzione dell’apporto energetico dall’esterno, massimizzazione della produzione di biometano e ottimizzare delle emissioni, e al contempo conferisce all’impianto stesso anche una maggiore flessibilità operativa.

Preferibilmente, la fase di inviare un flusso di gas di scarto dall’unità di trattamento di biogas all’unità di cogenerazione comprende agire su mezzi valvolari regolabili presenti in detta linea di prelievo di gas di scarto per regolare la portata del flusso di gas di scarto proveniente dall’unità di trattamento di biogas in funzione di una portata di combustibile richiesta dall’unità di cogenerazione.

Tale regolazione, implementabile in modo automatico tramite sistemi di regolazione convenzionali, consente vantaggiosamente di adattare in modo continuo e sostanzialmente in tempo reale la portata di gas di scarto che viene inviata all’unità di cogenerazione, ovvero immessa nella sua linea di alimentazione, in base alla richiesta di combustibile dell’unità di cogenerazione. Tale richiesta di combustibile è in genere dipendente da un set point di potenza, in particolare potenza elettrica, da produrre, impostabile per l’unità di cogenerazione in funzione del fabbisogno energetico dell’impianto.

Preferibilmente, il metodo comprende inoltre la fase di miscelare detto flusso di gas di scarto proveniente dall’unità di trattamento di biogas con un flusso di biogas grezzo proveniente dall’unità di produzione di biogas e/o con un flusso di combustibile primario fornito dall’esterno in un dispositivo miscelatore disposto in detta linea di alimentazione di combustibile dell’unità di cogenerazione.

Grazie a tale miscelazione è vantaggiosamente possibile assicurare che, anche in caso di variazioni di composizione o di portata del flusso di gas di scarto proveniente dall’unità di trattamento di biogas, il combustibile alimentato all’unità di cogenerazione abbia sempre un potere calorifico ed una portata adeguate affinché l’unità di cogenerazione possa produrre la potenza richiesta in condizioni di funzionamento ottimale.

Preferibilmente, la fase di miscelazione viene attuata in una stazione miscelatrice di gas.

Preferibilmente, il flusso di gas di scarto viene prelevato dall’unità di trattamento di biogas in corrispondenza di uno stadio di trattamento in cui il contenuto in metano del gas di scarto è compreso tra 1% e 50% in volume.

Preferibilmente, il metodo comprende inoltre la fase di controllare un compressore disposto in detta linea di ricircolo di gas di scarto dell’unità di trattamento di biogas in funzione della pressione del flusso di gas di scarto presente in detta linea di prelievo di gas di scarto a monte di detti mezzi valvolari.

La pressione del flusso di gas di scarto presente nella linea di prelievo di gas di scarto a monte dei rispettivi mezzi valvolari è direttamente influenzata dal grado di apertura dei mezzi valvolari stessi. Tramite questo ulteriore controllo, anch’esso implementabile in modo automatico tramite sistemi di regolazione convenzionali, è vantaggiosamente possibile variare la ripartizione del flusso di gas di scarto proveniente dal primo stadio di trattamento dell’unità di trattamento di biogas tra dette linea di prelievo e linea di ricircolo del gas scarto in funzione del grado di apertura di detti mezzi valvolari presenti, ed assicurare così che, anche a fronte di variazioni del flusso di gas di scarto inviato all’unità di cogenerazione, le condizioni operative nell’unità di trattamento di biogas rimangano entro un intervallo di valori ottimale.

BREVE DESCRIZIONE DELLE FIGURE

Ulteriori caratteristiche e vantaggi dell’invenzione risulteranno maggiormente evidenti alla luce della descrizione dettagliata di una sua forma di realizzazione preferita, ma non esclusiva, presentata nel seguito a titolo esemplificativo e non limitativo, con l’ausilio delle unite tavole di disegno, in cui:

- Fig. 1 è uno schema a blocchi di alto livello di un impianto per la produzione di biometano secondo l’invenzione;

- Fig. 2 è uno schema di impianto di una forma di realizzazione preferita di un impianto per la produzione di biometano secondo l’invenzione, e

- Fig. 3 è un particolare dello schema di impianto di Fig. 2, che mostra in maggior dettaglio una porzione dell’unità di trattamento di biogas, l’unità di cogenerazione, la stazione miscelatrice di gas e gli associati dispositivi di regolazione.

DESCRIZIONE DETTAGLIATA DI UNA FORMA DI REALIZZAZIONE PREFERITA DELL’INVENZIONE

La Fig. 1 mostra sotto forma di schema a blocchi di alto livello i componenti principali di un impianto per la produzione di biometano secondo l’invenzione ed i flussi di materia, identificati tramite frecce cerchiate, che l’impianto scambia con l’esterno.

L’impianto comprende essenzialmente una unità di produzione di biogas 100, una unità di trattamento di biogas 200 ed una unità di cogenerazione 300.

L’unità di produzione di biogas 100 è preferibilmente una unità di digestione anaerobica che produce biogas a partire da un flusso di residui organici ORF che l’unità riceve in ingresso, tipicamente in modo discontinuo. I residui organici utilizzati per alimentare l’unità di produzione di biogas 100 sono preferibilmente costituiti dalla frazione umida di rifiuti solidi urbani, ma non si esclude, in alternativa o in aggiunta, l’impiego di altre tipologie di residuo organico, ad esempio scarti derivanti dall’industria agro-zootecnica, o di biomassa derivante da colture energetiche.

In alternativa o in aggiunta, l’unità di produzione di biogas 100 può essere una unità di captazione di biogas da discarica e/o di biogas derivante dal trattamento di acque reflue.

In ogni caso, l’unità di produzione di biogas 100 produce un flusso sostanzialmente continuo di biogas grezzo, che viene emesso in uscita in corrispondenza di una rispettiva uscita di biogas grezzo 103.

Prima di successivi trattamenti o impieghi diretti, il biogas grezzo prodotto dall’unità di produzione di biogas 100 deve tipicamente essere sottoposto ad un pretrattamento per eliminare sostanze inquinanti o comunque deleterie per i componenti degli impianti in cui il biogas grezzo deve circolare, in particolare una desolforazione. Tale pretrattamento può avvenire in una apposita unità distinta dell’unità di produzione di biogas 100, non mostrata nelle figure, oppure all’interno dell’unità di produzione di biogas 100 stessa, eventualmente in concomitanza al processo di digestione anaerobica.

All’uscita di biogas grezzo 103 dell’unita di produzione di biogas 100 sono collegate, in parallelo tra loro, l’unità di trattamento di biogas 200 e l’unità di cogenerazione 300, tramite rispettive linee di alimentazione 400 e 500.

Nell’unità di trattamento di biogas 200 il biogas grezzo viene sottoposto ad una serie di processi di purificazione (upgrading), noti al tecnico del settore, volti a separare metano dalle altre sostanze presenti in miscela, in particolare biossido di carbonio, ottenendo biometano e gas di scarto.

In particolare, l’unità di trattamento di biogas 200 comprende un ingresso di biogas grezzo 201 in comunicazione di fluido con l’uscita di biogas grezzo 103 dell’unità di produzione di biogas 100 tramite la linea di alimentazione 400, una uscita di biometano 202, una prima uscita di gas di scarto 203 e una seconda uscita di gas di scarto 204.

In corrispondenza dell’uscita di biometano 202 viene emesso verso l’esterno dell’impianto un flusso di biometano BMF avente una concentrazione di metano tipicamente pari al 95-98% in volume, che può essere immesso direttamente in rete, oppure stoccato, solitamente previa liquefazione, per uso successivo o per il trasporto in lotti.

In corrispondenza della prima uscita di gas di scarto 203 viene emesso verso l’esterno dell’impianto un primo flusso di gas di scarto OGF1, caratterizzato da un basso tenore di metano, in particolare uguale o inferiore all’1% in volume e in ogni caso compatibile con i livelli imposti dalle normative ambientali, ed un elevato tenore di biossido di carbonio, tipicamente uguale o superiore a 80% in volume. Il biossido di carbonio contenuto nel flusso di gas di scarto OGF1 può essere vantaggiosamente recuperato per ulteriori usi, ad esempio nell’ambito di reazioni di metanazione per ottenere metano oppure di riduzione selettiva per la produzione di idrocarburi semplici per la chimica di base.

In corrispondenza della seconda uscita di gas di scarto 204 viene messo a disposizione per un uso all’interno dell’impianto, come descritto più in dettaglio nel seguito, un secondo flusso di gas di scarto OGF2, ancora relativamente ricco di metano. In particolare, il tenore di metano del secondo flusso di gas di scarto OGF2 è preferibilmente compreso tra 1% e 50% in volume.

L’unità di cogenerazione 300, di tipo convenzionale, è configurata per fornire la potenza elettrica e termica necessaria almeno per il funzionamento delle utenze elettriche e termiche dell’impianto, ovvero per lo svolgimento dei processi attuati in esso.

L’unità di cogenerazione 300 viene alimentata con combustibile tramite la linea di alimentazione di combustibile 500, formata da due tratti 500a e 500b, ed emette verso l’esterno dell’impianto un flusso fumi di combustione EF attraverso uno scarico 305. La potenza elettrica prodotta viene trasferita all’unità di produzione di biogas 100 e all’unità di trattamento di biogas 200 per mezzo di linee elettriche 800. La potenza termica prodotta viene trasferita in via preferenziale all’unità di produzione di biogas 100, per mezzo di un circuito idraulico per la circolazione di un adatto fluido termovettore, comprendente una linea idraulica di mandata 901 e una linea idraulica di ritorno 902.

L’impianto per la produzione di biometano dell’invenzione comprende inoltre una linea di prelievo di gas di scarto 600, estesa tra la seconda uscita di gas scarto 204 dell’unità di trattamento di biogas 200 e la linea di alimentazione di combustibile 500 dell’unità di cogenerazione, e provvista di mezzi valvolari 601 regolabili, in particolare una valvola di controllo modulante. Tramite la linea di prelievo di gas di scarto 600 è possibile inviare selettivamente, in tutto o in parte, il secondo flusso di gas di scarto OGF2 prodotto dall’unità di trattamento di biogas 200 alla linea di alimentazione di combustibile 500 dell’unità di cogenerazione 300. In questo modo, nell’impianto per la produzione di biogas dell’invenzione una parte del gas di scarto prodotto dell’unità di trattamento di biogas 200 può venire impiegata come combustibile per alimentare l’unità di cogenerazione 300, insieme al biogas grezzo proveniente direttamente dall’unità di produzione di biogas 100. Per ottenere un flusso di combustibile avente una portata e un potere calorifico adatti a garantire un funzionamento ottimale dell’unità di cogenerazione 300 producendo la potenza richiesta, nella linea di alimentazione di combustibile 500 è prevista una stazione miscelatrice di gas 501, avente il compito di miscelare opportunamente il secondo flusso di gas di scarto OGF2 proveniente dell’unità di trattamento di biogas 200 con un flusso di biogas grezzo proveniente direttamente dall’unità di produzione di biogas 100 ed eventualmente anche con un flusso di combustibile primario PFF, come ad esempio gas naturale, GPL, ecc., fornito all’impianto dall’esterno.

A tal fine, la stazione miscelatrice di gas 501 comprende un ingresso di gas di scarto 502, selettivamente in comunicazione di fluido con la seconda uscita di gas di scarto 204 dell’unità di trattamento di biogas 200 tramite la suddetta linea di prelievo di gas di scarto 600, un ingresso di biogas grezzo 503, selettivamente in comunicazione di fluido con l’uscita di biogas grezzo 103 dell’unità di produzione di biogas 100 tramite un primo tratto 500a della linea di alimentazione di combustibile 500, e un ingresso di combustibile primario 504, a cui si collega una linea di alimentazione di combustibile primario 505. Il primo tratto 500a della linea di alimentazione di combustibile 500 comprende rispettivi mezzi valvolari 506 regolabili (mostrati nelle Figg. 2 e 3), in particolare una valvola di controllo modulante, per regolare il flusso di biogas grezzo in ingresso alla stazione miscelatrice di gas 501. Similmente, la linea di alimentazione di combustibile primario 505 comprende rispettivi mezzi valvolari 507 regolabili (mostrati solo nelle Figg. 2 e 3), in particolare una valvola di controllo modulante, per regolare il flusso di combustibile primario PFF in ingresso alla stazione miscelatrice di gas 501. Come mostrato in particolare in Fig.3, l’ingresso di gas di scarto 502, l’ingresso di biogas grezzo 503 e l’ingresso di combustibile primario 504 sono collegati ad un collettore di miscelazione 508 comune, che alimenta il secondo tratto 500b della linea di alimentazione di combustibile 500 con la miscela di combustibile creata tramite la stazione miscelatrice di gas 501.

Nella forma di realizzazione dell’impianto mostrata nelle figure i mezzi valvolari 506, 507 e 601 sono disposti esternamente alla stazione miscelatrice di gas 501 e distinti da essa. In forme di realizzazione alternative, non mostrate, alcuni di detti mezzi valvolari, o anche tutti, potrebbero trovarsi all’interno della stazione miscelatrice di gas 501, ovvero essere parte integrante di essa.

La stazione miscelatrice di gas 501 può comprendere un dispositivo di controllo dedicato (non mostrato nelle figure), ad esempio un PLC (Programmable Logic Controller), il quale riceve dati di rilevazioni compiute sul flusso di combustibile a valle della stazione di miscelazione di gas 501 stessa e, sulla base di tali dati e di parametri di riferimento e/o criteri di funzionamento dell’impianto predefinibili, comanda attuatori dei mezzi valvolari 601, 506 e 507 per effettuare la miscelazione.

Gli schemi di impianto delle Figg.2 e 3 mostrano in maggior dettaglio una forma di realizzazione preferita dell’impianto per la produzione di biometano secondo l’invenzione avente la struttura di principio sopradescritta.

Come visibile in particolare nello schema di impianto complessivo di Fig. 2, l’unità di produzione di biogas 100, di tipo noto, comprende una sotto-unità di pretrattamento 101, nella quale i residui organici grezzi in ingresso vengono sottoposti a processi meccanici, termici, chimici e/o biologici/enzimatici, noti al tecnico del settore, volti ad favorire il successivo processo di digestione anaerobica, e un digestore 102, nel quale a seguito della digestione si generano biogas grezzo e un digestato.

L’unità di trattamento di biogas 200 può essere configurata come descritto nella domanda di brevetto italiana N. IT 102018000008942, il cui contenuto è qui incorporato integralmente per riferimento.

In particolare, l’unità di trattamento di biogas 200 comprende, una sotto-unità di compressione 210, una prima sotto-unità di trattamento 230 e una seconda sottounità di trattamento 250, disposte in successione tra l’ingresso di biogas grezzo 201 e l’uscita di biometano 202.

La sotto-unità di compressione 210 comprende una soffiante 211 e un compressore 212, azionato da un relativo motore 213, per aspirare biogas grezzo da trattare dalla linea di alimentazione 400 ed aumentarne la pressione ad un valore prestabilito, richiesto per lo svolgimento dei successivi processi di trattamento.

La sotto-unità di compressione 210 comprende preferibilmente anche un circuito recuperatore di calore 214, tramite il quale può venire recuperato calore di compressione. In particolare, il circuito recuperatore di calore 214 può comprendere uno scambiatore di calore 215 per raffreddare il biogas grezzo compresso, prima dell’ingresso nella prima sotto-unità di trattamento 230, e uno scambiatore di calore 217 per trasferire il calore recuperato ad utenze termiche S in modo diretto, oppure, come mostrato in Fig. 2, tramite un circuito di scambio termico intermedio 218, nel quale un opportuno fluido termovettore può essere fatto circolare con l’ausilio di una pompa di circolazione 219. Un ulteriore scambiatore di calore 216 può dissipare eventuale calore in eccesso, non utilizzato dallo scambiatore di calore 219.

Nella prima sotto-unità di trattamento 230 il biogas grezzo da trattare subisce un primo trattamento, volto a rimuovere da esso in particolare biossido di carbonio, preferibilmente tramite processi di assorbimento, noti al tecnico del settore, aumentando di conseguenza la concentrazione in metano della miscela.

In particolare, la prima sotto-unità di trattamento 230 comprende una colonna di assorbimento 231, nella quale il biogas da trattare viene portato a contatto con un liquido operativo, preferibilmente acqua o acqua con un solvente organico, nel quale il biossido di carbonio si discioglie. La colonna di assorbimento 231 comprende un ingresso di biogas da trattare 231a in comunicazione di fluido con la sotto-unità di compressione 210, una uscita di biogas trattato 231b in comunicazione di fluido con la seconda sotto-unità di trattamento 250, nonché un ingresso di liquido operativo 231c e una uscita di liquido operativo 231d.

La prima sotto-unità di trattamento 230 comprende inoltre un circuito di liquido operativo, tramite il quale il liquido operativo impiegato nella colonna di assorbimento 231 viene ricircolato e rigenerato, vale a dire separato dal biossido di carbonio assorbito nella colonna di assorbimento 231.

Nel circuito di liquido operativo è in particolare prevista una colonna di desorbimento 232, nella quale il liquido operativo arricchitosi di biossido di carbonio nella colonna di assorbimento 231 viene sottoposto ad un processo di desorbimento o strippaggio, per separare da esso il biossido di carbonio. Il processo di desorbimento viene attuato in particolare insufflando nella colonna di desorbimento 232 un flusso di aria AF dall’esterno per mezzo di una soffiante 233 e mantenendo il liquido operativo a valori di pressione e temperatura prestabiliti, dipendenti principalmente dal tipo di liquido operativo. Tipicamente, se il liquido operativo è acqua, la pressione di esercizio nella colonna di desorbimento 232 è inferiore rispetto pressione di esercizio nella colonna di assorbimento 231, mentre la temperatura di esercizio è superiore. A seguito del processo di desorbimento, nella colonna di desorbimento 232 si generano una fase liquida, contenete il liquido operativo rigenerato, che viene nuovamente inviato alla colonna di assorbimento 231, e una fase gassosa, contenente principalmente il biossido di carbonio separato dal liquido operativo e tipicamente anche una frazione del liquido operativo in forma di vapore. Tale fase gassosa va a formare almeno una parte del primo flusso di gas di scarto OGF1, rilasciato verso l’esterno dell’impianto in corrispondenza della prima uscita di gas di scarto 203 dell’unità di trattamento di biogas 200, come precedentemente descritto con riferimento a Fig. 1.

La colonna di desorbimento comprende un ingresso di liquido operativo da rigenerare 232a, in comunicazione di fluido con l’uscita di liquido operativo 231d della colonna di assorbimento 231 tramite un primo ramo 234a del circuito di liquido operativo, una uscita di fluido operativo rigenerato 232b, in comunicazione di fluido con l’ingresso di liquido operativo 231c della colonna di assorbimento 231 tramite un secondo ramo 234b del circuito di liquido operativo, e una uscita di fase gassosa 234c, in comunicazione di fluido con la suddetta uscita di gas di scarto 203 dell’unità di trattamento di biogas 200 tramite una linea di scarico 235.

Nel primo ramo 234a del circuito di liquido operativo sono preferibilmente previsti mezzi valvolari 236 per controllare il livello del liquido operativo all’interno della colonna di assorbimento 231. Gli stessi mezzi valvolari 236 possono vantaggiosamente essere impiegati anche per ridurre la pressione del liquido operativo da rigenerare che esce dalla colonna di assorbimento 231 fino al valore di esercizio della colonna di desorbimento 232.

Nel secondo ramo 234b del circuito di liquido operativo sono preferibilmente previsti una pompa di circolazione 237 ed uno scambiatore di calore ad aria 238, rispettivamente atti ad aumentare la pressione e ad abbassare la temperatura del liquido operativo rigenerato fino ai valori di esercizio richiesti dalla colonna di assorbimento 231.

Nel circuito di liquido operativo è preferibilmente previsto uno scambiatore di calore recuperatore 239 tramite il quale è possibile preriscaldare il liquido operativo da rigenerare che fluisce nel primo ramo 234a del circuito di liquido operativo a spese del calore del liquido operativo rigenerato che fluisce nel secondo ramo 234b del circuito di fluido.

Preferibilmente, per potare e/o mantenere il liquido operativo alla temperatura di esercizio della colonna di desorbimento 232, è inoltre prevista una linea di derivazione 240 di liquido operativo collegata alla colonna di desorbimento 232 in modo da formare con essa un circuito chiuso e in relazione di scambio termico con una sorgente termica tramite un rispettivo scambiatore di calore 241. Nella forma di realizzazione mostrata in Fig. 2 in corrispondenza dello scambiatore di calore 241 viene realizzato uno scambio termico con il circuito di scambio termico intermedio 218 che, come più sopra descritto, riceve calore di recupero dalla sotto-unità di compressione 210. In alternativa o in aggiunta, per questo scopo può essere impiegato calore prodotto dall’unità di cogenerazione 300.

Nella linea di scarico 235 della fase gassosa è preferibilmente previsto uno scambiatore di calore ad aria 242 atto a raffreddare la fase gassosa determinando al contempo una condensazione del vapore di liquido operativo contenuto nella stessa. Il liquido operativo condensato viene raccolto in un serbatoio di accumulo 243 e riportato nella colonna di desorbimento 232 tramite una apposita linea idraulica di ritorno 244.

Nella seconda sotto-unità di trattamento 250 il biogas parzialmente trattato dalla prima sotto-unità di trattamento 230 viene sottoposto ad ulteriore purificazione per eliminare sostanzialmente il biossido di carbonio residuo e altre sostanze ancora presenti in miscela e ottenere biometano con caratteristiche analoghe a quelle del gas naturale di rete, in particolare una concentrazione in metano pari al 98-99% in volume. Tale ulteriore purificazione viene preferibilmente effettuata per mezzo di processi di separazione a membrana, noti al tecnico del settore.

In particolare, la seconda sotto-unità di trattamento 250 comprende un primo stadio di trattamento 251, formato da un primo separatore a membrana, avente un ingresso di biogas da trattare 251a in comunicazione di fluido con l’uscita di biogas trattato 231b della colonna di assorbimento 231 della prima sotto-unità di trattamento 230, una uscita di biogas trattato, formante l’uscita di biometano 202 precedentemente definita dell’unità di trattamento di biogas 200 e quindi nel seguito identificata con lo stesso numero di riferimento, e una uscita di gas di scarto, formante la seconda uscita di gas di scarto 204 precedentemente definita dell’unità di trattamento di biogas 200 e quindi nel seguito indentificata con lo stesso numero di riferimento, dalla quale viene emesso il secondo flusso di gas di scarto OGF2.

All’uscita di gas di scarto 204 del primo stadio di trattamento 251 sono collegate, in parallelo tra loro, la linea di prelievo di gas di scarto 600 precedentemente definita e una linea di ricircolo di gas di scarto 255.

La linea di ricircolo di gas di scarto 255 è estesa tra l’uscita di gas di scarto 204 e l’ingresso di biogas da trattare 251a del primo stadio di trattamento 251 e ha lo scopo di recuperare ulteriormente metano dal secondo flusso di gas di scarto OGF2, ovvero dalla frazione di tale flusso che non viene inviata alla linea di alimentazione di combustibile 500 dell’unità di cogenerazione 300 tramite la linea di prelievo di gas di scarto 600. A tal fine, nella linea di ricircolo di gas di scarto 255 è previsto un secondo stadio di trattamento 252, formato da un secondo separatore a membrana. A monte del secondo stadio di trattamento 252, nella linea di ricircolo di gas di scarto 255 è anche previsto un compressore 253 con une relativo motore 254. Il compressore 253 serve a controllare la pressione a valle dell’uscita di gas di scarto 204 della prima unità di trattamento 252, e quindi nella linea di prelievo di gas di scarto 600 a monte dei relativi mezzi valvolari 601, nonché nella linea di ricircolo di gas di scarto 255 stessa.

Il gas di scarto prodotto dal secondo stadio di trattamento 252 viene inviato tramite una linea di scarico 256 alla prima uscita di gas scarto 203 dell’unità di trattamento di biogas 200 e contribuisce a formare il primo flusso di gas di scarto OGF1.

Come visibile in particolare in Fig. 3, l’unità di cogenerazione 300 comprende almeno un gruppo motore-generatore 301. Preferibilmente, il motore del gruppo motore-generatore 301 è di tipo atto a funzionare anche con combustibili a basso potere calorifico. Il gruppo motore-generatore 301 è alimentato attraverso il secondo tratto 500b della linea di alimentazione di combustibile 500. In tale tratto, a monte del gruppo motore-generatore 301, sono previsti in successione una soffiante 302 per regolare la pressione di alimentazione del combustibile, un collettore 303 per la stabilizzazione della pressione di alimentazione del combustibile, e mezzi valvolari 304 di regolazione e intercettazione, ad esempio una valvola damper.

Con riferimento in particolare alla Fig. 3 verranno ora descritti una forma di attuazione preferita di un metodo di funzionamento dell’impianto per la produzione di biometano sopradescritto e i dispositivi di regolazione previsti nell’impianto per attuare tale metodo.

L’idea di fondo di tale metodo di funzionamento è quella di impiegare almeno una parte di un flusso di gas di scarto derivante dal trattamento del biogas effettuato nell’unità di trattamento di biogas 200 come combustibile per l’unità di cogenerazione 300.

Tale flusso di gas di scarto viene prelevato dall’unità di trattamento di biogas 200 in corrispondenza di uno stadio di trattamento in cui il contenuto in metano del gas di scarto è ancora relativamente alto, e preferibilmente compreso tra 1% e 50% in volume.

In particolare, con riferimento alla forma di realizzazione preferita dell’impianto per la produzione di biometano mostrata nelle Figg. 2 e 3, il metodo prevede una fase di inviare almeno una parte del secondo flusso di gas di scarto OGF2 prodotto dell’unità di trattamento 200, più precisamente dal primo stadio di trattamento 251 della seconda sotto-unità di trattamento 250 dell’unità di trattamento 200, all’unità di cogenerazione 300 mettendo selettivamente in comunicazione di fluido l’uscita di gas di scarto 204 di detto primo stadio di trattamento 251 con la linea di alimentazione di combustibile 500 dell’unità di cogenerazione 300, più precisamente con la stazione miscelatrice di gas 501 ivi prevista, per mezzo della linea di prelievo di gas di scarto 600.

La portata del secondo flusso di gas di scarto OGF2 inviata all’unità di cogenerazione 300 può essere regolata agendo sui mezzi valvolari 601 regolabili della linea di prelievo di gas di scarto 600. La regolazione viene preferibilmente effettuata in funzione della portata di combustibile richiesta dall’unità di cogenerazione 300, a sua volta dipendente da un valore di set point di potenza SPPW, in particolare potenza elettrica, assegnato all’unità di cogenerazione 300. Tale valore di set point di potenza SPPW viene prefissato in base al fabbisogno energetico, in particolare di energia elettrica, dell’impianto, e determina sostanzialmente la portata del combustibile con un dato potere calorifico da fornire all’unità di cogenerazione 300 per ottenere la potenza richiesta.

Più in dettaglio, la regolazione della portata del secondo flusso di gas di scarto OGF2 viene effettuata per mezzo di un regolatore di portata 700 che controlla il grado di apertura dei mezzi valvolari 601. Il regolatore di portata 700 riceve in ingresso una misura della portata del combustibile alimentato all’unità di cogenerazione 300 come valore di set point tramite un primo misuratore di portata 701, e realizza un anello di regolazione di portata tramite un secondo misuratore di portata 702 che misura la portata del secondo flusso di gas di scarto OGF2 nella linea di prelievo di gas di scarto 600 a valle dei mezzi valvolari 601. Nella forma di realizzazione dell’impianto qui illustrata, il primo misuratore di portata 701 misura la portata del combustibile alimentato all’unità di cogenerazione 300 a valle della soffiante 302 e a monte del collettore 303. Tale misurazione potrebbe essere però effettuata in qualsiasi altro punto del secondo tratto 500b della linea di alimentazione di combustibile 500 a valle del collettore di miscelazione 508 della stazione miscelatrice di gas 501 e a monte della valvola damper 304.

Nel secondo tratto 500b della linea di alimentazione di combustibile 500 è anche previsto un controllo della pressione di mandata del combustibile, realizzato tramite un regolatore di pressione 703 che regola il numero di giri della soffiante 302. Il regolatore di pressione 703 riceve in ingresso un valore di set point di pressione SPPR e realizza un anello di regolazione tramite un misuratore di pressione 704 che misura la pressione di mandata del combustibile in corrispondenza del collettore 303.

Il metodo di funzionamento dell’impianto per la produzione di biometano dell’invenzione comprende inoltre la fase di miscelare il secondo flusso di gas di scarto OGF2 proveniente dall’unità di trattamento di biogas 200 con un flusso di biogas grezzo proveniente dall’unità di produzione di biogas 100 ed eventualmente anche con un flusso di combustibile primario PFF, ad esempio gas naturale, GPL, ecc., fornito dall’esterno.

La miscelazione viene effettuata nella stazione miscelatrice di gas 501 e ha lo scopo da un lato di correggere il potere calorifico (ovvero, il contenuto di metano) del combustibile alimentato all’unità di cogenerazione 300 in modo da garantire sempre il funzionamento ottimale, ovvero la corretta carburazione, del suo gruppo motore-generatore 301, dall’altro di integrare la portata del combustibile alimentato, qualora la portata del secondo flusso di gas di scarto OGF2 proveniente dall’unità di trattamento di biogas 200 non sia sufficiente per produrre la potenza richiesta all’unità di cogenerazione 300.

Più in dettaglio, la miscelazione viene controllata tramite un regolatore di composizione 705, il quale, sulla base della composizione della miscela di combustibile rilevata tramite un analizzatore di composizione 706 in corrispondenza dell’uscita del collettore di miscelazione 508, regola il grado di apertura dei mezzi valvolari 506 e dei mezzi valvolari 507, e quindi, rispettivamente, il flusso di biogas grezzo e il flusso di combustibile primario PFF in ingresso alla stazione miscelatrice di gas 501.

Una variazione del grado di apertura dei mezzi valvolari 601 nella linea di prelievo di gas di scarto 600, legata alla sopradescritta regolazione della portata del secondo flusso di gas di scarto OGF2, comporta anche una variazione della pressione in tale linea a monte dei mezzi valvolari 601 stessi. Per garantire sempre un funzionamento ottimale del primo stadio di trattamento 251 della seconda sotto-unità di trattamento 250 dell’unità di trattamento di biogas 200, quando tale pressione esce da un intervallo di valori prefissato occorre attivare, interdire, o, in generale, regolare, la circolazione di una frazione del secondo flusso di gas di scarto OGF2 nella linea di ricircolo di gas di scarto 255 agendo sul compressore 253 previsto in tale linea.

A tal fine, il metodo di funzionamento dell’impianto per la produzione di biometano dell’invenzione comprende inoltre la fase di controllare il compressore 253 della linea di ricircolo di gas di scarto 255 in funzione della pressione del secondo flusso di gas di scarto OGF2 nella linea di prelievo di gas di scarto 600 a monte dei mezzi valvolari 601.

Più in dettaglio, tale controllo è realizzato tramite un regolatore di pressione 707 che agisce sul motore 254 del compressore 253 per attivarlo, disattivarlo o variarne il numero di giri, in funzione di un valore di pressione nella linea di prelievo 600 a monte dei mezzi valvolari 601, rilevato tramite un misuratore di pressione 708. Poiché la pressione nella linea di prelievo di gas di scarto 600 può considerarsi sostanzialmente costante nel tratto compreso tra l’uscita di gas di scarto 204 del primo stadio di trattamento 251 e i mezzi valvolari 601, la misurazione di pressione può essere effettuata in qualsiasi punto del tratto suddetto, in particolare a valle della derivazione della linea di ricircolo di gas di scarto 255, come mostrato in Fig. 3, oppure anche a monte di tale derivazione, come mostrato in Fig.2.

L’impianto per la produzione di biogas e il relativo metodo di funzionamento sopradescritti offrono pertanto due modalità, sfruttabili in alternativa o anche congiuntamente tra loro, per utilizzare e valorizzare un flusso di gas di scarto ancora relativamente ricco di metano prodotto dall’unità di trattamento di biogas 200: da un lato nell’unità di cogenerazione 300 come combustibile, dall’altro nel secondo stadio di trattamento 252 della sotto-unità di trattamento 250 dell’unità di trattamento di biogas 200, per recuperare ulteriormente metano da tale flusso di gas di scarto. Grazie a ciò si ottiene una vantaggiosa sinergia tra il processo di trattamento del biogas e il processo di cogenerazione, la quale offre nuove possibilità per incrementare sia le prestazioni sia la flessibilità operativa di impianti per la produzione di biometano.

Claims

RIVENDICAZIONI 1. Impianto per la produzione di biometano comprendente: - una unità di produzione di biogas (100) atta a produrre un flusso di biogas grezzo, comprendente una uscita di biogas grezzo (103); - una unità di trattamento di biogas (200) per separare metano dal biogas grezzo prodotto dall’unità di produzione di biogas (100), comprendente un ingresso di biogas grezzo (201) in comunicazione di fluido con l’uscita di biogas grezzo (103) dell’unità di produzione di biogas (100), una uscita di biometano (202) e almeno una uscita di gas di scarto (204), e - una unità di cogenerazione (300) per fornire energia almeno a utenze dell’impianto, provvista di una rispettiva linea di alimentazione di combustibile (500), caratterizzato dal fatto di comprendere una linea di prelievo di gas di scarto (600) provvista di mezzi valvolari (601) estesa tra l’almeno una uscita di gas di scarto (204) dell’unità di trattamento di biogas (200) e la linea di alimentazione di combustibile (500) dell’unità di cogenerazione (300).
2. Impianto per la produzione di biometano secondo la rivendicazione 1, in cui detti mezzi valvolari (601) sono regolabili.
3. Impianto per la produzione di biometano secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui la linea di alimentazione di combustibile (500) dell’unità di cogenerazione (300) è in comunicazione di fluido con l’uscita di biogas grezzo (103) dell’unità di produzione di biogas (100).
4. Impianto per la produzione di biometano secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui la linea di alimentazione di combustibile (500) dell’unità di cogenerazione (300) comprende un dispositivo miscelatore (501) avente un ingresso di gas di scarto (502) per ricevere un flusso di gas di scarto (OGF2) dall’unità di trattamento di biogas (200) tramite detta linea di prelievo di gas di scarto (600), un ingresso di biogas grezzo (503) per ricevere un flusso di biogas grezzo dall’unità di produzione di biogas (100) e preferibilmente un ingresso di combustibile primario (504) per ricevere un flusso di combustibile primario (PFF) dall’esterno.
5. Impianto per la produzione di biometano secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui l’unità di trattamento di biogas (200) comprende: - un primo stadio di trattamento (251), destinato a separare metano da biogas da trattare, comprendente un ingresso di biogas da trattare (251a), una uscita di biogas trattato formante detta uscita di biometano (202) dell’unità di trattamento di biogas (200), e una uscita di gas di scarto formante detta almeno una uscita di gas di scarto (204) dell’unità di trattamento di biogas (200), e - un secondo stadio di trattamento (252), destinato a recuperare metano da gas di scarto prodotto dal primo stadio di trattamento (251), disposto in una linea di ricircolo di gas di scarto (255) estesa, in parallelo rispetto a detta linea di prelievo di gas di scarto (600), tra l’uscita di gas di scarto del primo stadio di trattamento (251) e l’ingresso di biogas da trattare (251a) del primo stadio di trattamento (251).
6. Impianto per la produzione di biometano secondo la rivendicazione 5, in cui l’unità di trattamento di biogas (200) comprende un compressore (253) disposto in detta linea di ricircolo di gas di scarto (255), a monte del secondo stadio di trattamento (252).
7. Impianto per la produzione di biometano secondo la rivendicazione 5 o 6, in cui l’unità di trattamento di biogas (200) comprende un ulteriore compressore (212) disposto in una linea di alimentazione di gas da trattare (400) a monte del primo stadio di trattamento (251).
8. Metodo di funzionamento di un impianto per la produzione di biometano secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 1 a 7, comprendente la fase di inviare un flusso di gas di scarto (OGF2) dall’unità di trattamento di biogas (200) all’unità di cogenerazione (300) mettendo selettivamente in comunicazione di fluido detta almeno una uscita di gas di scarto (204) dell’unità di trattamento di biogas (200) con detta linea di alimentazione di combustibile (500) dell’unità di cogenerazione (300) per mezzo di detta linea di prelievo di gas di scarto (600).
9. Metodo secondo la rivendicazione 8, in cui la fase di inviare un flusso di gas di scarto (OGF2) dall’unità di trattamento di biogas (200) all’unità di cogenerazione (300) comprende agire su mezzi valvolari (601) regolabili presenti in detta linea di prelievo di gas di scarto (600) per regolare la portata di detto flusso di gas di scarto (OGF2) proveniente dall’unità di trattamento di biogas (200) in funzione di una portata di combustibile richiesta dall’unità di cogenerazione (300).
10. Metodo secondo la rivendicazione 8 o 9, comprendente inoltre la fase di miscelare detto flusso di gas di scarto (OGF2) proveniente dall’unità di trattamento di biogas (200) con un flusso di biogas grezzo proveniente dall’unità di produzione di biogas (100) e/o con un flusso di combustibile primario (PFF) fornito dall’esterno in un dispositivo miscelatore (501) disposto in detta linea di alimentazione di combustibile (500) dell’unità di cogenerazione (300).
11. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 8 a 10, in cui detto flusso di gas di scarto (OGF2) viene prelevato dall’unità di trattamento di biogas (200) in corrispondenza di uno stadio di trattamento (251) in cui il contenuto in metano del gas di scarto è compreso tra 1% e 50% in volume.
12. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 8 a 11, comprendente inoltre la fase di controllare un compressore (253) disposto in detta linea di ricircolo di gas di scarto (255) dell’unità di trattamento di biogas (200) in funzione della pressione del flusso di gas di scarto (OGF2) presente in detta linea di prelievo di gas di scarto (600) a monte di detti mezzi valvolari (601).