Imaging ottico dei gas (OGI): compendio per impianti di biogas, biometano e discariche

L'imaging ottico dei gas (OGI, dall'inglese Optical Gas Imaging) è una tecnica in cui una speciale telecamera a infrarossi mostra su uno schermo una nube di gas invisibile, ad esempio metano, come una scia di fumo; consente di individuare rapidamente perdite in un grande impianto, senza avvicinarsi alla fonte e senza interrompere il processo. Per gli operatori di impianti di biogas, biometano e discariche, è uno degli strumenti più pratici del programma di rilevamento e riparazione delle perdite (LDAR). Questo testo spiega come funziona l'OGI, cosa non è in grado di fare, quanto può far risparmiare e quali normative lo riguardano.

Cos'è l'OGI e come si differenzia dalla termografia tradizionale

Una normale telecamera termografica registra la radiazione infrarossa emessa dagli oggetti e la converte in temperatura superficiale. Mostra quindi che un tubo è caldo o che in un quadro elettrico c'è una barra surriscaldata. La telecamera OGI utilizza lo stesso tipo di sensore, ma ha in più un filtro spettrale, che lascia passare solo una stretta gamma di lunghezze d'onda in cui il gas selezionato assorbe la radiazione.

L'effetto è che l'immagine non mostra la temperatura del gas. Mostra quanto della radiazione di fondo il gas ha assorbito lungo il percorso verso la telecamera. Dove c'è una nube di gas, lo sfondo appare più scuro o più chiaro, e il movimento della scia è visibile nel video. Per questo, nella ricerca di perdite si utilizza l'immagine in tempo reale, non singole fotografie.

In pratica, la telecamera OGI offre tre vantaggi che né una termocamera tradizionale né un sensore puntuale possono fornire:

• visione a distanza: diversi o una dozzina di metri dalla fonte, anche in punti inaccessibili (tetti dei serbatoi, tubazioni sotto il soffitto del capannone);
• velocità: un'ispezione copre centinaia di punti (flange, valvole, passaggi) invece di misurare ciascuno separatamente;
• documentazione: registrazione video della perdita con localizzazione e orario.

Come funziona: la fisica senza formule

Ogni molecola di gas assorbe gli infrarossi solo in "colori" (lunghezze d'onda) strettamente definiti, che dipendono dalla struttura della molecola. Il metano assorbe fortemente in diverse bande. Secondo una revisione del 2026, queste sono: la banda a onde corte 2,31–2,39 µm, la banda a onde medie (MWIR) 3,2–3,55 µm, in cui vibrano i legami carbonio-idrogeno, e la banda a onde lunghe (LWIR) 7,2–8,3 µm.

Lo schema di funzionamento è il seguente:

1. Dietro la potenziale perdita c'è uno sfondo (terreno, parete, cielo) che emette radiazione infrarossa.
2. La radiazione attraversa la nube di gas e il gas assorbe quelle lunghezze d'onda che "preferisce".
3. Il filtro nella telecamera taglia tutto tranne la banda del gas.
4. Il sensore rileva la differenza: il punto con il gas è più scuro o più chiaro rispetto all'area circostante.

Bande, filtri e tipi di telecamere

Le telecamere raffreddate hanno un sensore raffreddato a bassa temperatura e un filtro stretto che lascia passare 3,2–3,55 µm. Questa soluzione è la più sensibile al metano e ad altri idrocarburi ed è quindi predominante nelle ispezioni LDAR. Le telecamere non raffreddate (a microbolometro) operano in una banda larga a onde lunghe 6,5–14 µm, e per il metano si utilizza un filtro intorno a 7,0–8,75 µm. Sono più economiche e non richiedono raffreddamento, quindi sono adatte per un funzionamento continuo per molti anni, ma hanno una sensibilità inferiore: in uno dei confronti, la soglia di rilevabilità (NECL) con una differenza di temperatura di 10 K era di 14 ppm·m per una telecamera raffreddata e 105 ppm·m per una non raffreddata.

Per i gas che assorbono nella gamma intorno a 10 µm, la situazione è opposta. Secondo uno studio basato sul database spettrale HITRAN, l'esafluoruro di zolfo (SF₆) ha un singolo picco a 10,57 µm, e l'ammoniaca (NH₃) ha picchi a 10,35 e 10,73 µm. Per questi gas sono necessarie telecamere impostate sulla banda a onde lunghe intorno a 10,3–10,7 µm, non una tipica telecamera "per metano".

Cosa determina la visibilità della scia

La telecamera non vede il gas, ma solo il contrasto. Sul contrasto influiscono diversi fattori:

• Differenza di temperatura tra gas e sfondo (ΔT). Quando il gas ha la temperatura dello sfondo (ΔT vicino a zero), il contrasto scompare. Gli studi indicano che è più visibile un gas più caldo dello sfondo che uno più freddo, e lo sfondo migliore è un cielo freddo e limpido. L'Appendice K (punto 6.1.2) richiede che la telecamera fornisca un'immagine rilevabile di un'emissione di metano di 19 g/h (nonché di n-butano 29 g/h o propano 22 g/h) da una distanza di 2,0 m con ΔT = 5,0 °C e vento calmo (circa 1 m/s o meno); questo è un requisito della specifica della telecamera verificato una tantum, non una garanzia di rilevamento di tale perdita sul campo.
• Sfondo. Uno sfondo uniforme e solido (cemento, parete) favorisce il rilevamento. Vegetazione fitta, riflessi e bagliori rendono difficile il rilevamento, e in uno studio sperimentale diverse emissioni non sono state valutabili quantitativamente a causa di nuvole o erbacce sullo sfondo.
• Distanza. Secondo un modello del 2017, questo è il parametro più importante: da 10 m è possibile rilevare oltre l'80% delle emissioni in una posizione simulata, ma la soglia di rilevabilità aumenta rapidamente con la distanza (relazione esponenziale).
• Vento. Un vento forte diluisce e allunga la scia prima che possa formare un'immagine chiara. Pertanto, le condizioni di riferimento nei protocolli (ad esempio, Appendice K) prevedono un vento di circa 1 m/s o meno, e in uno studio QOGI i risultati erano migliori con vento molto debole.
• Umidità e altri gas nell'aria. Il vapore acqueo assorbe gli infrarossi in parte della gamma e interferisce con il rilevamento nelle telecamere a banda larga, e i gas fortemente assorbenti (ammoniaca, propilene) possono "saturare" l'assorbimento, rendendo difficile la valutazione quantitativa.
• Composizione del gas. L'immagine è formata dal metano (e altri idrocarburi). Il biogas contiene solitamente circa il 50–65% di metano, il resto è CO₂, quindi la scia è più debole rispetto al gas naturale puro. In un modello del 2017, la soglia di rilevabilità era più bassa per un gas contenente una frazione significativa di idrocarburi più pesanti.

Quali gas si possono vedere

La scelta della telecamera determina quali gas si possono vedere. La tabella seguente riassume i casi più importanti; per ogni dispositivo, verifichi la banda nella documentazione.

Due note pratiche. In primo luogo, in un impianto di biogas, una telecamera "per metano" mostra anche altri idrocarburi, ma non mostrerà il CO₂ (banda diversa); l'acido solfidrico viene solitamente monitorato con sensori. In secondo luogo, la visibilità dipende dalla quantità di gas nel campo visivo (concentrazione per lunghezza del percorso, ppm·m), non dalla sola concentrazione alla fonte.

Tipi di sistemi OGI

Le telecamere portatili raffreddate sono lo standard per le ispezioni LDAR. L'operatore percorre l'impianto con la telecamera e filma le potenziali fonti, registrando le scie insieme al contesto. Le telecamere raffreddate MWIR offrono la massima sensibilità e sono scelte per la localizzazione precisa delle perdite.

Le telecamere non raffreddate sono più economiche e durevoli, e la loro sensibilità al metano è inferiore. Sono adatte per installazioni fisse, poiché non richiedono un sistema di raffreddamento del sensore e, secondo una revisione, possono funzionare in modalità 24/7 per anni.

I sistemi fissi (monitoraggio continuo) sono telecamere montate su pali o pareti, che osservano una parte selezionata dell'impianto: serbatoio, stazione di riduzione, torcia. Rilevano le perdite al momento dell'evento (ad esempio, rilascio di gas attraverso una valvola), non una volta all'anno, e possono inviare un allarme. Tuttavia, richiedono un buon posizionamento del campo visivo e si limitano all'area osservata.

I droni con telecamera OGI permettono di ispezionare grandi superfici (discarica, laguna, vasto impianto di biogas) e luoghi difficilmente accessibili. Il supporto può essere una telecamera raffreddata MWIR. Sono limitati dalle condizioni meteorologiche (vento, pioggia), dalle normative aeronautiche, dal peso dell'attrezzatura e dal fatto che, dalla posizione sopra l'oggetto, lo sfondo (terreno) può essere meno favorevole del cielo. Una modellazione del 2017 indica che il rilevamento con sfondo cielo o a bassa emissività è più efficace che dall'alto.

OGI quantitativo (QOGI) e i suoi limiti

Una normale telecamera OGI risponde alla domanda "dove?". La variante quantitativa (QOGI) cerca di rispondere anche alla domanda "quanto?". Il software calcola per ogni pixel della scia la cosiddetta concentrazione di percorso (ppm·m) in base al contrasto rispetto allo sfondo e stima la portata della perdita, tenendo conto della velocità del vento.

I risultati degli studi controllati sono promettenti, ma cauti. In un test single-blind (cieco unilaterale) di 357 misurazioni per rilasci di 0,1–2,9 kg CH₄/h, si è ottenuto questo quadro: il 75% delle misurazioni rientrava in un fattore 3 rispetto al valore reale (errore da -67% a +200%), e gli errori singoli andavano da -90% a +831%. La precisione aumentava con la portata della perdita, con cielo limpido come sfondo e con vento molto debole (≤1 mph, cioè circa 0,45 m/s), e la media di diverse posizioni della telecamera riduceva l'errore. Pertanto, il QOGI è considerato una stima dell'ordine di grandezza per la prioritizzazione delle riparazioni, non una misurazione contabile.

Cosa l'OGI non è in grado di fare

• Non fornisce concentrazione o portata senza QOGI. Si vede la scia, ma non si sa se fuoriescono 5 g/h o 500 g/h.
• Perde piccole perdite in condizioni sfavorevoli. Nei test del 2018, la mediana di rilevabilità (50% di probabilità) per una telecamera popolare era circa 20 g CH₄/h da una distanza di 6 m, cioè, secondo gli autori, un ordine di grandezza superiore alle stime precedenti. La rilevabilità diminuisce esponenzialmente con la distanza.
• Non vede i gas senza banda nel range della telecamera (idrogeno, azoto, ossigeno; CO₂ e H₂S in una telecamera per metano).
• Dipende dalle condizioni meteorologiche e dallo sfondo. Con un piccolo ΔT, vento forte o sfondo complesso, aumenta il rischio di mancato rilevamento.
• Non sostituisce la valutazione umana. L'interpretazione dell'immagine (vapore acqueo, aria calda dal camino, movimenti di polvere) richiede esperienza.

Gli autori dello studio del 2018 collegano questi risultati alla politica di riduzione delle emissioni: indicano che il beneficio marginale delle ispezioni periodiche, valutato in condizioni reali, diminuisce con il miglioramento della sensibilità di rilevamento. Per la pratica, si può trarre una conclusione cauta (nostra interpretazione): rilevare grandi perdite è più importante che inseguire ogni grammo.

L'OGI rispetto ad altri metodi

Il miglior programma combina diversi metodi: OGI per l'ispezione e la localizzazione, rilevatore o sniffing per la conferma e la verifica delle riparazioni, e misurazione dell'intero impianto di tanto in tanto per verificare se la somma delle perdite è corretta. In Europa, per le emissioni non organizzate di COV esistono norme: EN 15446 (misurazioni della concentrazione alla fonte e conversione in emissione) e EN 17628 (metodi per la determinazione delle emissioni diffuse di COV, tra cui OGI, lidar DIAL e altri).

Applicazioni negli impianti di biogas e biometano

Le misurazioni in diversi paesi non lasciano dubbi: le perdite sono reali e misurabili. In uno studio su 23 impianti di biogas (metodo del tracciante), le perdite variavano dallo 0,4% al 14,9% della produzione di metano, con una media del 4,6%; negli impianti di biogas agricoli la media era del 2,4%, mentre in quelli di depurazione del 7,5%. La portata delle emissioni era compresa tra 2,3 e 33,5 kg CH₄/h, e gli impianti più grandi perdevano generalmente meno.

L'OGI non rileva tutte queste perdite (parte sono emissioni dai serbatoi di digestato e metano incombusto nei fumi), ma aiuta a identificare quelle che possono essere riparate immediatamente.

Punti tipici di perdite

• Tetto a membrana del digestore o del serbatoio del gas: fissaggi, cuciture, passaggi, guarnizioni. In uno studio su due impianti di biogas agricoli, le perdite da perdite e sfiati in un impianto sono scese dal 3,8% allo 0,6% dopo la riparazione della membrana della cupola.
• Valvole di sovrappressione (di sfiato) dei serbatoi di gas: si aprono quando la pressione del gas è troppo alta. Nelle misurazioni di due impianti di biogas agricoli tedeschi, la perdita attraverso la valvola è stata dello 0,06% in un impianto e del 3,6–3,9% nell'altro (452 attivazioni in 66 giorni nella stagione estiva), e gli autori collegano le emissioni principalmente allo stato di funzionamento dell'impianto e alla disponibilità di una torcia automatica, nonché alla pressione atmosferica.
• Raccorderia, flange, guarnizioni di pompe e soffianti, separatori di condensa sull'impianto del gas.
• Torcia: perdita durante l'accensione e lo spegnimento della fiamma (gas incombusto).
• Stazioni di upgrading e immissione: sistemi di compressione e essiccazione, sfiati, valvole di regolazione e raccorderia.
• Serbatoio di digestato: qui l'OGI è meno utile, poiché le emissioni si formano sulla superficie e sono spesso diffuse. In uno studio su due impianti di biogas agricoli, il serbatoio di digestato era la principale fonte di perdite (5,8% e 10,7%).

Le basi delle perdite di metano e i modi per ridurle sono descritti nella guida Perdite di metano ed emissioni fuggitive negli impianti di biogas; sul piano di emergenza scriviamo nel post Piano di emergenza per impianti di biogas: perdite, incendio, traboccamento, interruzione di corrente.

Altri impianti

• Discariche di rifiuti: controllo del degasaggio, pozzi, condutture del gas e superfici; per l'ispezione di grandi aree sono utili i droni.
• Impianti di depurazione: digestori, serbatoi del gas, impianti del gas.
• Reti e stazioni del gas: flange, valvole, stazioni di riduzione, punti di immissione del biometano.
• GNL e bio-GNL: impianti di liquefazione, serbatoi, stazioni di carico; la differenza di temperatura tra il gas freddo e l'ambiente può favorire il contrasto, ma dipende dalle condizioni.
• Raffinerie e industria chimica: classico campo di applicazione dell'OGI nei programmi LDAR (lo spieghiamo nella sezione sulle norme).
• Energia: perdite di SF₆ da quadri elettrici e interruttori, importanti a causa dell'altissimo potenziale di riscaldamento globale di questo gas.
• Refrigerazione: impianti ad ammoniaca e a fluidi frigorigeni.

Vantaggi dell'implementazione

1. Meno metano perso e meno emissioni: come calcolarlo

Il metano è un prodotto che Lei vende o brucia in cogenerazione (CHP). Ogni perdita è energia persa ed emissione di gas serra. Il calcolo è semplice:

Perdita (m³ CH₄/anno) = produzione CH₄ (m³/anno) × percentuale di perdite (la percentuale si riferisce al metano prodotto, non all'intero biogas) Energia (MWh) = perdita × circa 9,97 kWh/m³ (potere calorifico inferiore del metano in condizioni normali) ÷ 1000 Massa (t CH₄) = perdita × circa 0,72 kg/m³ ÷ 1000 Emissioni (t CO₂e) = massa CH₄ × GWP₁₀₀; si assume 27,0 (IPCC AR6 WG1, cap. 7, tab. 7.15, metano non fossile, poiché il metano del biogas ha origine biogenica; per il metano fossile, ad esempio del gas naturale, la tabella indica 29,8; l'incertezza di entrambi i valori è ±11)

Esempio esemplificativo (numeri ipotetici, non dati di alcun impianto): un impianto di biogas produce 500 Nm³/h di biogas con un contenuto del 55% di metano e funziona 8000 ore all'anno.

• Produzione di metano: 500 × 0,55 × 8000 = 2 200 000 m³ CH₄/anno.
• Perdita dell'1% del metano prodotto: 22 000 m³ CH₄, cioè circa 219 MWh di energia e circa 15,8 t di metano.
• Con un prezzo ipotetico di 300 zł/MWh, ciò equivale a circa 65 800 zł all'anno.
• Emissioni: 15,84 t × 27,0 = circa 428 t CO₂e all'anno (con GWP₁₀₀ = 29,8 sarebbero circa 472 t).
• Una perdita del 2,4% (media per gli impianti di biogas agricoli nello studio su 23 impianti) equivale già a circa 526 MWh e circa 158 000 zł all'anno allo stesso prezzo ipotizzato.
• Una singola perdita con una portata di 1 kg CH₄/h, non rilevata per un anno intero, equivale a circa 8,76 t di metano, circa 12 200 m³, circa 121 MWh e circa 36 400 zł al prezzo ipotizzato. Per confronto, una perdita al limite di rilevabilità dell'OGI (20 g/h) equivale in un anno a solo circa 2,4 MWh.

Conclusione: conviene rilevare le perdite grandi, non le più piccole, e un'ispezione OGI di solito si ripaga con un solo "super-emettitore" rilevato e riparato. Il prezzo dell'energia, il valore delle garanzie di origine o il costo dei permessi dipendono dai contratti, quindi inserisca i Suoi numeri.

2. Sicurezza

Il biogas e il biometano formano con l'aria miscele esplosive. L'OGI permette di controllare punti in cui l'accesso è sconsigliato o scomodo, a distanza, senza avvicinare il viso alla valvola e senza rimuovere le protezioni. Lo stesso dispositivo in zona a rischio di esplosione deve avere l'appropriata certificazione, e le procedure per le zone Ex rimangono valide; in caso di dubbi, verifichi la documentazione della telecamera e le istruzioni dell'impianto. Ogni perdita rilevata riduce anche il rischio di formazione di un'atmosfera esplosiva.

3. Velocità

La telecamera ispeziona l'impianto al ritmo di una passeggiata. La misurazione con un rilevatore portatile richiede di avvicinarsi a ogni punto separatamente, mentre la telecamera ne copre molti contemporaneamente con lo sguardo. Per grandi complessi (impianto di biometano con upgrading, stazione di compressione e punto di immissione) la differenza è tra un controllo che viene eseguito e uno che viene rimandato.

4. Documentazione per il servizio, l'assicuratore e l'audit

La registrazione della scia, la localizzazione, la data, le condizioni meteorologiche e la conferma della riparazione creano una traccia utile per il servizio (cosa riparare), l'assicuratore e l'auditor (che l'impianto è mantenuto in buono stato) e l'investitore o la banca finanziatrice.

5. Requisiti legali e contrattuali

Per la maggior parte degli impianti di biogas nell'UE, l'obbligo di ispezione OGI non deriva direttamente dalle normative (vedi sotto), ma può derivare dal permesso, dal contratto con il cliente o l'operatore di rete, dalle condizioni di finanziamento o dai requisiti di certificazione.

Regolamenti e norme: lo stato in modo onesto

Regolamento (UE) 2024/1787 (regolamento sul metano)

Il regolamento è entrato in vigore nel 2024. Ai sensi dell'articolo 1, comma 2, si applica a: esplorazione e produzione di petrolio e gas fossile e raccolta e lavorazione del gas fossile; pozzi chiusi e abbandonati; trasporto e distribuzione di gas naturale (esclusi i sistemi di misurazione presso i clienti finali), stoccaggi sotterranei e impianti GNL; e miniere di carbone. Nel testo dell'atto non compaiono le parole "biogas" o "biometano".

Cosa ne consegue per il settore:

• Impianto di biogas o biometano come produttore: il regolamento non impone direttamente obblighi LDAR. Se e in che misura i suoi requisiti riguarderanno gli elementi dell'infrastruttura che collegano il produttore alla rete dipende dall'interpretazione delle norme e dall'operatore; in caso di dubbi, è consigliabile consultare l'operatore di rete e un avvocato.
• Operatori di trasporto, distribuzione, stoccaggio e GNL: sì, per loro il regolamento stabilisce programmi di controllo LDAR.
• Buona pratica: applicare principi simili negli impianti di biogas è ragionevole e sempre più atteso dai finanziatori.

I principi fondamentali LDAR del regolamento, per il contesto:

• L'operatore presenta il programma LDAR alle autorità entro il 5 maggio 2025 (impianti esistenti; per i nuovi entro 6 mesi dall'inizio dell'attività), e la prima ispezione di tipo 2 deve essere eseguita entro il 5 agosto 2025.
• Distingue due tipi di ispezioni. Tipo 1: riparazione degli elementi che emettono almeno 7000 ppm o 17 g CH₄/h; tipo 2 (più sensibile): almeno 500 ppm o 1 g CH₄/h per gli elementi fuori terra (altre soglie riguardano, tra l'altro, gli elementi interrati e offshore).
• La riparazione deve avvenire immediatamente dopo il rilevamento; se non è possibile, il primo tentativo deve essere effettuato entro 5 giorni e il completamento entro 30 giorni dal rilevamento.
• Frequenze minime (allegato I): ad esempio, per le stazioni di regolazione e misura e le stazioni di compressione, il tipo 1 ogni 4 mesi, il tipo 2 ogni 8 mesi; per le stazioni valvolari, rispettivamente ogni 9 e 18 mesi. Per le reti con pressione di progetto fino a 16 bar (tipo 2), sono 9 mesi per le stazioni di regolazione e misura e 21 mesi per le stazioni valvolari; per gli altri elementi, il tipo 1 ogni 6 mesi e il tipo 2 ogni 12 mesi.
• Il regolamento non menziona esplicitamente l'OGI; richiede l'uso delle migliori tecnologie disponibili conformi alle specifiche del produttore, e le tecnologie avanzate richiedono l'approvazione dell'autorità nell'ambito del programma LDAR. La Commissione doveva definire i dettagli (limiti di rilevamento e tecniche) in un atto di esecuzione e nelle norme; verifichi il loro stato attuale.

Parliamo più diffusamente del regolamento nel post Regolamento UE sul metano 2024/1787: obblighi per il settore energetico e del biogas.

EN 17628 e EN 15446

EN 17628:2022 (CEN/TC 264) definisce i metodi per la determinazione delle emissioni diffuse di COV dagli impianti industriali, tra cui petrolchimica e raffinerie, e comprende, oltre all'OGI, anche lidar DIAL, SOF, correlazione con tracciante e modellazione inversa (dispersione). Secondo le descrizioni nei cataloghi delle norme, i metodi sono stati validati su impianti terrestri (petrolchimica, raffinazione, industria chimica, lavorazione e stoccaggio del gas naturale), principalmente per COV non metanici; la norma non stabilisce l'applicazione negli impianti di biogas. La integra la EN 15446, che descrive la misurazione della concentrazione alla fonte e la conversione in emissione per singoli elementi (valvole, flange, guarnizioni). Entrambe riguardano i COV nell'industria, non gli impianti di biogas in quanto tali, ma sono un punto di riferimento per le procedure operative.

BAT/BREF

Nelle conclusioni BAT per la raffinazione di petrolio e gas (decisione 2014/738/UE), la tecnica BAT 6 raccomanda il monitoraggio delle emissioni diffuse di COV dall'intero impianto utilizzando: metodi di sniffing con curve di correlazione, tecniche OGI e calcoli periodicamente validati con coefficienti di emissione; DIAL e SOF sono un complemento. Questa è una delle prove più forti che l'OGI è una tecnica riconosciuta, non una novità.

USA: EPA OOOOa/OOOOb e Appendice K come punto di riferimento

Negli USA, le normative EPA per il settore petrolio e gas (NSPS OOOOb, in vigore dal 7 maggio 2024) prevedono ispezioni periodiche OGI: semestrali per le località di perforazione multi-pozzo, trimestrali per gli impianti di produzione e le stazioni di compressione più grandi (più ispezioni sensoriali AVO, mensili nelle stazioni di compressione) e annuali per l'Alaska North Slope. L'Appendice K è un protocollo tecnico OGI (requisiti per la telecamera, formazione e audit dell'operatore, cosiddetto operating envelope); si applica dove il regolamento specifico vi fa riferimento. Non è un metodo di misurazione della portata della perdita. I principi citati sono solo un punto di riferimento; non si applicano nell'UE.

Biometano, certificazione e impronta di carbonio

Nella metodologia di riduzione delle emissioni di gas serra della RED II (direttiva 2018/2001, allegato VI), i valori predefiniti per il biometano distinguono tra digestato aperto e chiuso e la combustione dell'off-gas dall'upgrading. Un serbatoio chiuso significa un serbatoio a tenuta di gas, da cui il biogas viene recuperato, e per esso non viene attribuita alcuna emissione aggiuntiva. L'impatto delle perdite di metano sul risultato per un impianto specifico viene quindi calcolato con la metodologia GHG; perdite basse ben documentate facilitano la difesa del risultato. Non affermiamo che i sistemi di certificazione richiedano l'OGI; verifichi i requisiti del sistema scelto (ad esempio, ISCC o REDcert) e della Sua unità di certificazione. La metodologia è descritta nel post Riduzione delle emissioni GHG nella RED II: soglie, valori predefiniti, calcoli.

Ispezione LDAR con OGI passo dopo passo

1. Preparazione e inventario. Elenchi i punti potenziali di perdite (valvole, flange, passaggi, serbatoi, valvole di sicurezza, torcia) e assegni loro dei numeri. Pianifichi il percorso.
2. Condizioni. Scelga una giornata con poco vento, buon contrasto (il sole non dovrebbe colpire direttamente l'obiettivo) e sfondo possibilmente pulito. Annoti temperatura, vento, nuvolosità.
3. Verifica della telecamera. Controlli il funzionamento della telecamera e la gamma (filtro per metano); presti attenzione ai messaggi di calibrazione.
4. Scansione. Percorra l'impianto, filmando ogni punto da diverse angolazioni e da una distanza adeguata alla telecamera e all'oggetto. Per i tetti dei serbatoi, guardi da diverse angolazioni rispetto allo sfondo.
5. Conferma. Registri la scia rilevata, localizzi la fonte e, se necessario, verifichi con un rilevatore portatile (concentrazione alla fonte). Distingua la perdita da vapore acqueo e aria calda.
6. Classificazione. Assegni una priorità (perdita grande/piccola, rischio per la sicurezza, valore delle perdite).
7. Riparazione. Stabilisca una scadenza: il regolamento sul metano per i suoi destinatari richiede la riparazione immediata o un tentativo entro 5 giorni e il completamento entro 30 giorni; per gli impianti di biogas Le raccomandiamo lo stesso schema come modello (raccomandazione, non requisito legale). Per le riparazioni utilizzi procedure sicure (svuotamento nella torcia invece che in atmosfera).
8. Verifica dopo la riparazione. Ripeta il controllo con OGI o con un rilevatore e registri il risultato.
9. Rapporto. Registri: data, condizioni, elenco dei punti, foto/video, risultati, riparazioni, scadenze e persone responsabili.

Frequenza

Le normative UE non stabiliscono un intervallo per gli impianti di biogas. La raccomandazione della redazione (non un requisito né un risultato di ricerche) è il seguente schema: ispezione completa una volta all'anno, controllo dei punti critici (membrane, valvole di sicurezza, torcia) più frequentemente, ad esempio ogni trimestre o dopo guasti e manutenzioni, e controllo immediato in caso di segnali di discrepanza nel bilancio del gas. Per le stazioni di regolazione e misura soggette al regolamento sul metano, valgono gli intervalli sopra menzionati. La frequenza è meglio stabilirla in base all'analisi del rischio e ai primi risultati.

Chi può eseguire e come formarsi

L'ispezione può essere eseguita da un Suo dipendente o da un'azienda di servizi. Non conosciamo una normativa nazionale che richieda una licenza separata per l'uso di una telecamera OGI (non abbiamo effettuato una revisione completa della legislazione, quindi in caso di dubbi consulti un avvocato o l'autorità competente), ma l'affidabilità dei risultati dipende dalla formazione. I produttori e i centri di formazione offrono corsi sull'uso delle telecamere e l'interpretazione delle immagini (li offrono, tra gli altri, i produttori di apparecchiature e centri indipendenti), e le qualifiche del personale della termografia sono descritte dalla norma ISO 18436-7 (riguarda la termografia in generale, non l'OGI). Il protocollo EPA Appendix K descrive la formazione e l'audit degli operatori OGI, che è un modello utile per le proprie procedure. Raccomandiamo anche che l'operatore conosca le specificità degli impianti di biogas (zone Ex, impianti del gas).

La scelta tra attrezzatura propria e servizio, nonché informazioni sul mercato, sono trattate separatamente: Tecnologie e soluzioni OGI, Produttori e distribuzione di OGI in Polonia e OGI: implementazione, acquisto o servizio.

Documentazione

Un buon registro di controllo contiene: identificatore del punto, registrazione, ora e luogo, condizioni meteorologiche, tipo di telecamera e impostazioni, risultato della conferma (se effettuata), riparazione assegnata, data della riparazione e risultato del controllo successivo. Tali registrazioni facilitano la comunicazione con l'assicuratore e l'auditor e permettono di vedere se il numero di perdite diminuisce di anno in anno.

Riepilogo

L'OGI non è un dispositivo miracoloso, ma uno strumento collaudato: permette di individuare rapidamente grandi perdite di metano, documentarle e ripararle prima che costino migliaia di euro all'anno. È necessario conoscere i suoi limiti (assenza di concentrazione, sensibilità alle condizioni, impossibilità di vedere alcuni gas) e integrarlo con altri metodi. Negli impianti di biogas, i maggiori benefici derivano da: tetto e membrane, valvole di sicurezza, torcia e stazione di upgrading, e l'obbligo legale deriva più da contratti e finanziamenti che dal regolamento sul metano, che riguarda principalmente i combustibili fossili e l'infrastruttura del gas naturale.

Il testo ha carattere informativo e non costituisce consulenza legale o tecnica. Prima di prendere una decisione di investimento o formale, verifichi l'attuale formulazione delle normative e i requisiti del Suo operatore di rete, dell'autorità competente e del sistema di certificazione. Le immagini nell'articolo sono illustrazioni esemplificative generate da AI, non registrazioni reali.