La rimozione dell’idrogeno solforato dal biogas è una necessità tecnica. Tuttavia, con il crescente numero di impianti che si orientano verso la produzione di biometano, la questione principale sta cambiando: quanto dovrebbe continuare a costare la rimozione dell’H₂S una volta che l’impianto è in funzione?
L’idrogeno solforato è uno dei contaminanti più problematici presenti nel biogas grezzo.
È corrosivo e, di norma, deve essere ridotto prima che il biogas possa essere utilizzato nei motori di cogenerazione o trasformato in biometano. Tuttavia, per gli operatori che valutano come rimuovere l’H₂S dal biogas, l’efficienza di rimozione è solo uno dei fattori da considerare. Anche il consumo di sostanze chimiche, i carichi variabili di zolfo e la protezione a valle incidono sull’economia a lungo termine dell’impianto.
È qui che la differenza tra la desolforazione biologica e la rimozione chimica dell’H₂S assume particolare importanza.
La rimozione chimica dell’H₂S comporta costi ricorrenti
Esistono diverse tecnologie consolidate in grado di rimuovere l’idrogeno solforato dal biogas.
Una spugna di ferro utilizza l’ossido di ferro per reagire con l’H₂S. Il carbone attivo adsorbe l’H₂S e viene spesso impiegato nei casi in cui sono richieste basse concentrazioni residue. Gli scrubber chimici, compresi quelli a soda caustica, rimuovono l’H₂S attraverso reazioni con reagenti chimici.
Queste tecnologie possono essere efficaci, ma dipendono dai materiali di consumo.
I mezzi reattivi finiscono per esaurirsi, le sostanze chimiche devono essere reintegrate e i materiali esausti devono essere gestiti o smaltiti. All’aumentare del volume di gas o della concentrazione di zolfo, il consumo tende ad aumentare di conseguenza.
La questione non è quindi se i sistemi chimici siano in grado di rimuovere l’H₂S. Lo sono. La domanda più rilevante è cosa il responsabile dell’impianto debba acquistare e sostituire continuamente per tutta la durata di funzionamento dell’impianto.
Qual è la differenza tra la desolforazione biologica e quella chimica?
I sistemi biologici adottano un approccio fondamentalmente diverso.
Anziché affidarsi principalmente a mezzi chimici consumabili, la desolforazione biologica utilizza microrganismi specializzati per convertire l’idrogeno solforato in zolfo elementare o solfato.
In un reattore biologico a filtro percolante, i microrganismi convertono l’H₂S in condizioni controllate. Il processo richiede comunque aria, acqua e sostanze nutritive, ma evita la sostituzione continua di grandi quantità di mezzi reattivi o sostanze chimiche.
Per gli impianti con produzione continua di gas e carichi significativi di H₂S, ciò può garantire una struttura dei costi operativi più stabile.
Biogasclean utilizza questo principio nei suoi sistemi DS-BTR e DS-MBR, progettati per gestire volumi di gas e concentrazioni di H₂S variabili con un intervento limitato da parte dell’operatore.
Il carico di H₂S non rimane costante
Questa capacità di adattarsi alle condizioni mutevoli è importante perché la produzione di biogas è raramente statica.
I cambiamenti nelle materie prime possono alterare sia la produzione di gas che la concentrazione di zolfo. Con le tecnologie che utilizzano materiali di consumo, carichi più elevati di H₂S possono comportare una saturazione più rapida dei supporti o un maggiore consumo di sostanze chimiche.
I sistemi biologici sono in grado di adattarsi alle variazioni dei carichi di zolfo all’interno del loro intervallo operativo previsto, contribuendo a stabilizzare i costi operativi e a ridurre la necessità di interventi manuali da parte dell’operatore.
Come posso ridurre i costi operativi (OPEX) in un impianto di biogas?
Il trattamento dell’H₂S rappresenta solo una parte delle spese operative di un impianto di biogas, ma il suo impatto sui costi va oltre il sistema di desolforazione. I costi diretti includono i materiali filtranti, i prodotti chimici, il trasporto, la sostituzione e lo smaltimento, mentre una rimozione inaffidabile dell’H₂S può generare costi aggiuntivi a valle.
In presenza di umidità, l’H₂S contribuisce a creare condizioni altamente corrosive. Ciò può compromettere il funzionamento di soffianti, scambiatori di calore, motori e altre apparecchiature a valle. Negli impianti di biometano, un pretrattamento efficace protegge anche le apparecchiature utilizzate nelle fasi successive del processo di upgrading.
Ciò rende la rimozione dell’H₂S parte integrante di una più ampia strategia di protezione degli impianti.
Una fase di trattamento a basso costo non è necessariamente economica se prestazioni instabili aumentano le esigenze di manutenzione o mettono a rischio le apparecchiature a valle di maggior valore.
Per questo motivo, l’analisi economica dovrebbe essere condotta sull’intero percorso del gas, anziché limitarsi al solo serbatoio di rimozione dell’H₂S.
Il carbone attivo e il trattamento chimico continuano a svolgere un ruolo importante
Il confronto non rappresenta una scelta assoluta tra metodo biologico e metodo chimico. Il carbone attivo, ad esempio, può essere utile per la depurazione finale quando sono richieste concentrazioni di H₂S molto basse, mentre il trattamento chimico può essere più adatto a determinati volumi di gas, carichi di contaminanti o condizioni operative.
La distinzione si fa spesso tra rimozione di massa e depurazione finale.
L’utilizzo di mezzi filtranti consumabili per l’intero carico di H₂S può comportare un consumo continuo significativo. Ricorrere alla desolforazione biologica per la rimozione in massa e riservare le tecnologie di rifinitura alle specifiche finali del gas può ridurre tale esposizione.
La domanda più utile non è quindi quale singola tecnologia sia la migliore.
Si tratta piuttosto di stabilire dove ciascuna tecnologia debba essere impiegata nel processo di trattamento del gas.
La rimozione dell’H₂S assume maggiore importanza nella produzione di biometano
Ciò assume particolare rilevanza quando l’obiettivo è ottenere biometano di qualità reticolare.
Il biogas grezzo contiene metano e anidride carbonica, oltre ad acqua e sostanze contaminanti. Prima della valorizzazione, è necessario ridurre l’H₂S per proteggere le apparecchiature a valle e garantire un trattamento affidabile del gas.
A seconda delle materie prime e dei requisiti del gas finale, potrebbero essere necessari ulteriori trattamenti, quali la rimozione dei silossani o dei COV.
L’approccio di Biogasclean pone la desolforazione biologica all’inizio del processo di trattamento del gas, con ulteriori tecnologie di upgrading e di rifinitura applicate in base alla qualità del gas richiesta.
Ciò colloca il sistema H₂S in un contesto diverso.
Il suo compito non è semplicemente quello di fornire un buon valore di misura in uscita, ma di creare condizioni stabili per tutte le fasi successive.
Il confronto varia nel corso della vita utile dell’impianto
È proprio in questi casi che la desolforazione biologica può risultare più efficace rispetto alla rimozione chimica dell’H₂S.
Non perché le tecnologie chimiche non siano in grado di rimuovere l’idrogeno solforato, ma perché il modello operativo a lungo termine è diverso.
In presenza di bassi carichi di zolfo o laddove sia richiesta una depurazione finale, una tecnologia di trattamento che prevede l’uso di materiali di consumo può risultare del tutto appropriata.
Ma con l’aumentare dei volumi di gas, dei carichi di H₂S e delle ore di funzionamento, l’economicità dipende sempre più da ciò che l’impianto deve continuare ad acquistare e sostituire.
Per gli impianti di biogas e biometano di lunga durata, il dato più importante relativo all’H₂S potrebbe quindi non essere la concentrazione in uscita.
Potrebbe essere il costo necessario per mantenerla a quel livello.
