Metano

metano Composto chimico, CH4, primo termine della serie degli idrocarburi alifatici saturi (serie delle paraffine o alcani). È un gas incolore, inodore, non tossico, di densità pari a circa metà di quella dell’aria; liquefatto, bolle (a pressione atmosferica) a −161,5 °C; solidifica a −182,6 °C; ha pressione e temperatura critiche di 46,5 bar e −82,5 °C; pochissimo solubile in acqua. Il m. è il principale costituente di molti gas naturali – spesso essi stessi chiamati con il nome di m. (si hanno casi in cui il m. è presente in concentrazione anche del 99%) –, dei gas dei pozzi petroliferi, dei gas di distillazione dei combustibili fossili (in ragione del 20-30%). Si forma nella decomposizione di sostanze organiche; così la cellulosa dei vegetali fuori del contatto dell’aria si decompone in anidride carbonica e m. (m. alluvionale o gas delle paludi); analogamente, dai rifiuti solidi urbani, dai fanghi residuati dal trattamento di acque di scarico, da materiali di scarto di varia origine (per es., agricola), dagli scarichi di insediamenti zootecnici ecc. possono aversi, per opera di batteri anaerobici (batteri metanigeni , o metanobatteri), gas contenenti m.; il m. ottenuto per questa via si dice m. biologico o biogas per distinguerlo dal m. naturale , che si ritrova cioè in natura, e dal m. tecnico ottenuto nell’industria come sottoprodotto in alcuni impianti. 1. Caratteristiche Il m. è un gas facilmente combustibile, brucia con fiamma bluastra, ha potere calorifico di 55.700 J/kg, cioè di 39.800 J/m3; con l’aria forma anche miscele esplosive (ben note sono quelle che si verificano nelle miniere di carboni fossili e che generano esplosioni aventi conseguenze talora disastrose). Il m. presenta una relativamente alta stabilità al calore e agli agenti chimici; in condizioni opportune dà luogo a reazioni diverse per cui costituisce, data la sua diffusione, una buona materia prima per l’industria chimica (➔ petrolchimica; per le altre utilizzazioni del m. contenuto nei gas naturali ➔ gas). Il m. è trasportato allo stato gassoso mediante tubazioni o anche allo stato liquefatto utilizzando apposite navi cisterna che prendono il nome di metaniere (fig. 1). Il sistema migliore per trasportare il metano liquefatto è risultato essere quello a pressione di poco superiore a quella atmosferica (a −160 °C ca.); il trasporto a pressione di circa 15 bar (a −112 °C ca.) non si è dimostrato vantaggioso perché più oneroso per quanto riguarda lo stoccaggio. Le metaniere possono contenere serbatoi indipendenti isolati, di forma prismatica, cilindrica, sferica, oppure le pareti stesse della metaniera (a in fig. 2) possono essere sfruttate come supporto per pannellature (b e c) contenenti l’isolante (primario d e secondario e); quest’ultima soluzione sfrutta meglio il volume a disposizione nella metaniera, mentre nel primo caso si possono costruire i serbatoi fuori dalla metaniera e si può avere un migliore controllo della tenuta e dell’isolamento. La metanazione è il processo di formazione del m. dal gas di sintesi; è basato sulla reazione CO+3H2 ⇄ CH4+H2O. Trova impiego per l’eliminazione di piccole quantità di CO da un gas; per es., ha sostituito il lavaggio cuproammoniacale nei moderni impianti di purificazione del gas di sintesi dell’ammoniaca. La reazione è utilizzata anche per produrre, a partire dal gas di sintesi, un gas a elevato contenuto di m. da usare come combustibile domestico o industriale in sostituzione del gas naturale stesso (➔ gas). La reazione avviene in reattori contenenti un catalizzatore a base di nichel su un supporto di ossido di cromo, a temperatura di 250-350 °C, a pressione di 15-60 bar. 2. Produzione e consumo A partire dall’inizio degli anni 2000 la produzione di m. come fonte energetica di sostegno per l’industria e del settore residenziale e terziario ha avuto una crescita maggiore rispetto alle altre fonti energetiche. Nel 2003 la produzione mondiale si è collocata intorno ai 2700 miliardi di m3: i maggiori produttori sono la Russia (608 miliardi di m3 annui), gli USA (541 miliardi di m3 annui), Canada (182 miliardi di m3 annui), Regno Unito (108 miliardi di m3 annui) e Algeria (87 miliardi di m3 annui). Per quanto riguarda l’Italia, la produzione nazionale ha un ruolo relativamente modesto nel soddisfacimento del fabbisogno complessivo di m. e il suo apporto è andato progressivamente riducendosi, passando dai 17,6 miliardi di m3 del 1998 agli 11,9 nel 2006. Anche le previsioni di breve periodo indicano valori decrescenti: per il 2015 la produzione dovrebbe attestarsi sui 10 miliardi di m3. La diminuzione dell’offerta interna è aggravata dalla modesta consistenza dei giacimenti scoperti, distribuiti in 4 grandi province geogiacimentologiche: area padana; penisola e offshore calabro; Adriatico; Sicilia on-/offshore e Tirreno. Nel 2005 in Italia si sono consumati circa 85 miliardi di m3 di m., dei quali circa l’80% importati dall’estero, soprattutto dalla Russia (28%), dall’Algeria (27%), da Olanda e Norvegia (16%). Nella prospettiva della diversificazione delle fonti produttive sono stati siglati anche dei contratti con i Paesi Bassi, per aumentare il volume delle importazioni, con la Norvegia e la Libia. Funzionale a questa strategia è stata la realizzazione (2004) del gasdotto sottomarino (Greenstream) che collega la Sicilia ai campi petroliferi libici, dai quali l’ENI estrae 10 miliardi di m3 di m. l’anno (dei quali 8 destinati all’esportazione in Italia e vendita a terzi). La realizzazione di nuovi gasdotti è anche legata a progetti di trasporto all’estero del m. italiano. In particolare, nel 1998 è stato firmato un accordo quadro per lo sviluppo di un sistema di trasporto del m. verso la Croazia: in questo progetto è inclusa la realizzazione di un gasdotto di circa 330 km di cui 130 offshore. Il sistema di trasporto del m. in Italia è articolato su due livelli principali. Il primo livello è quello della distribuzione primaria e comprende una rete di condotte lunga 29.300 km, appartenente per il 96% all’ENI. Questa rete, che copre l’intero territorio nazionale, esclusa la Sardegna, è formata da circa 7000 km di condotte su scala nazionale ad alta e media pressione, utilizzate per il trasporto di m. di produzione nazionale, di importazione e quello di proprietà di terzi. La restante parte del sistema di metanodotti è utilizzata in ambito prevalentemente regionale e garantisce l’approvvigionamento a più di 700 aziende di distribuzione locale, a 3500 grandi utenti industriali, ai produttori di energia elettrica e ai distributori di metano per autotrazione. La distribuzione secondaria riguarda, invece, una rete più capillare, che rende disponibile il m. a livello locale, agli utenti privati, a quelli commerciali e alle piccole industrie; è affidata ad aziende municipalizzate, agli stessi Comuni o a società private. Le principali strutture della rete nazionale dei gasdotti sono: a) due linee (ciascuna lunga 1500 km) che si estendono da Mazara del Vallo a Minerbio, collegate ai gasdotti che trasportano il m. di provenienza algerina attraverso il Canale di Sicilia; b) il sistema di gasdotti (900 km ca. in totale) attraverso i quali è convogliato sulla rete nazionale il m. di provenienza russa: da Tarvisio, dove c’è l’innesto con il gasdotto austriaco, le linee arrivano fino alla Pianura Padana, a Seregnano e Minerbio; c) la linea che convoglia in Italia il m. nederlandese (si sviluppa per 165 km e dal Passo Gries, punto di connessione con il sistema svizzero, arriva fino al nodo di Mortara); d) la struttura di collegamento (140 km) fra Cortemaggiore e il terminale di rigassificazione di Panigaglia (La Spezia), l’unico impianto di questo tipo presente in Italia; e) la rete che si estende da Mestre a Brindisi, trasportando il m. prodotto dai giacimenti dell’Adriatico. I nodi di questa rete di trasporto sono costituiti da 19 centrali di compressione e da circa 600 impianti utilizzati per la regolazione e la riduzione della pressione, oltre che per la miscelazione del gas sulla rete.