Biomass for Combined Heat and Power at Ethanol Plants

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1 Biomass for Combined Heat and Power at Ethanol Plants Douglas G. Tiffany Assistant Extension Professor University of Minnesota Veneto Agricoltura Department of TeSaf Padova, Italia September 23, La sostenibilità dei biocarburanti è sotto esame Dilemma: etanolo, biodiesel o altri biocarburanti Bilancio energetico netto Fabbisogno idrico Produzione di prodotti agricoli rispetto alla produzione di carburanti Emissioni di gas serra associate a questa politica Cambiamenti diretti nell impiego dei terreni (gas serra rilasciati) Cambiamenti indiretti nell impiego dei terreni (gas serra rilasciati) Politica orientata al mercato 2

2 Il vecchio concetto di sostenibilità "Guarding the Cornfields" (a guardia dei campi di granturco) Seth Eastman, acquerello, Doug inizio Tiffany /23/ Cos è la cogenerazione (generazione combinata di calore ed elettricità - CHP)? L utilizzo del calore generatosi durante il processo di produzione elettrica riduce i gas serra del 53%. Richiede maggiori investimenti e coordinamento con le aziende di distribuzione dell elettricità. Fonte: Combine Heat and Power: Effective Energy Solutions for a Sustainable Future, ORNL. 4

3 Argomenti di discussione Precedenti ricerche condotte dall Università del Minnesota per creare modelli di utilizzo delle biomasse per la produzione di calore, cogenerazione e CHP + vendita dell elettricità alla rete di distribuzione Attuale processo di aumento della densità e logistica per i residui del mais (stover) Continua ricerca sul ciclo combinato di gassificazione integrata (IGCC) per produrre una quantità maggiore di elettricità da vendere alla rete distributiva Discussione delle prestazioni economiche, energetiche ed ambientali del processo di cogenerazione negli impianti di produzione di etanolo Valutare le possibilità di utilizzo delle biomasse per il processo di cogenerazione in Italia 5 In Italia il processo di cogenerazione a biomassa potrebbe sostituire una parte delle importazioni di gas naturale? 6

4 I progetti in corso Hanno determinato la fattibilità tecnica dell uso della biomassa per erogare calore di processo ed elettricità agli impianti di produzione di etanolo (con l ausilio del software Aspen Plus per specificare la capacità dell impianto) Hanno determinato la sensibilità economica nell impiego della biomassa con adeguate tecnologie e in diverse condizioni economiche (uno studio di ingegneria ha calcolato i costi di capitale di partenza) D. Doug G. Tiffany, June 9/23/ , Obiettivi: Carburante da biomassa per impianti di macinazione a secco Ridurre i costi energetici, migliorare il ritorno degli investimenti - $$$ Generare elettricità affidabile per la rete distributiva Aumentare la percentuale di energie rinnovabili definita come: energia immessa / energia fossile assorbita Ridurre le emissioni complessive di gas serra (GHG) dovute alla produzione di etanolo 8

5 3 carburanti da biomassa e 3 livelli di intensità d uso Residui del mais combusti in letto fluido Trebbie gassificate in letto fluido isoglucosio + residui mais combusti in letto fluido calore di processo cogenerazione (CHP) CHP + vendita di elettricità alla rete distributiva 9 Syrup and Corn Stover, Level 2: CHP 10

6 Corn Stover, Level 3: CHP + Grid 11 Next Analysis: Integrated Gasification Combined Cycle (FERCO SilvaGas TM Process) 12

7 190 million liter (50 MMgal) per year ethanol facility 13 14

8 Fuel Energy Input Rate ML/yr ethanol facility 100 Syrup & Cobs IGCC MW th Corn Stover Syrup & Corn Stover DDGS Gasification Process Heat CHP CHP + Grid IGCC Syrup & Cobs Syrup & Nat Gas 15 Gross Electricity Generation (and Use) 35 MWe Syrup & Cobs IGCC Corn Stover Syrup & Corn Stover DDGS Gasification Syrup & Cobs Syrup & Nat. Gas -10 Process Heat CHP CHP + Grid IGCC 16

9 Renewable Energy Ratio (LHV) Ratio Syrup & Cobs IGCC Corn Stover Syrup & Corn Stover DDGS Gasification Syrup & Cobs Syrup & Nat. Gas 0.0 Process Heat CHP CHP + Grid IGCC 17 Sensitivities: Baseline ROR s for 190 MM L Plant Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid 50MM Gal Stover 3.66% 5.40% 5.97% 4.21% S tover Syrup + Stover 8.04% 7.80% 6.05% Syrup + Stover DDGS 6.25% 7.28% 5.79% DD GS Syrup + Nat. Gas 4.76% 3.64% Syrup + Nat. G as Rates of Return on Investment for 50 MM Gal. Dry-Grind Plants: Plants versus those Using Stover or Syrup + Stover or DDGS at Various Intensities 15.00% Percent Rate of Return 10.00% 5.00% 0.00% Plant #1 Proc. H eat #2 C HP #3 CHP + Grid Stover Syrup + Stover DDGS 18

10 Altri costi d impianto Stime dei costi di installazione elaborate da AMEC con applicazione di fattori di adeguamento e per gli imprevisti Movimentazione e immagazzinaggio delle biomasse Impianti per la combustione delle biomasse Generatore elettrico Apparecchiature per il controllo delle emissioni Gestione delle ceneri, Impianti di trattamento I costi di impianto sono maggiori rispetto ai metodi tradizionali Calore di processo % Cogenerazione % CHP con vendita alla rete % 19 Risultato: Maggiori entrate / Minori costi Minori acquisti di gas naturale Minori acquisti di elettricità Bonus massimo per la produzione di etanolo a basso tenore di carbonio ($ 0.20) a gallone (l 3,7) Vendita di nutrienti sotto forma di cenere nelle percentuali ($ 200/t) Vendita di elettricità da fonti rinnovabili alla rete distributiva ($ 0.06/kWh) Credito per energia rinnovabile pari a ($0.02 /kwh) Prodotto da trebbie di qualità superiore, privo di sostanze solubili (si ipotizza un bonus del 10%) 20

11 Altri costi di esercizio con le Biomasse Si ipotizza che le trebbie siano quotate all 80% del prezzo del mais a tonnellata ($100 a tonnellata a livello base) Il costo della biomassa stimato a $80 per tonnellata erogata include: Attività di approvvigionamento dei residui del mais Essiccazione dei residui del mais / delle trebbie prima del magazzinaggio o dell utilizzo Aumento della densità dei residui del mais per il trasporto e la movimentazione Immagazzinaggio delle biomasse Ulteriore manodopera e manutenzione presso lo stabilimento Impiego di calcare per catturare lo $25/t Impiego di ammoniaca per ridurre il contenuto di $700/t 21 I primari assunti di base 0,29 Euro al litro Guadagno netto sul prezzo dell etanolo 94,58 Euro a tonnellata Prezzo del mais 75,66 Euro a tonnellata Prezzo delle trebbie 4,80 Euro a gigajoule Prezzo del gas naturale 60,53 Euro a tonnellata Residui del mais consegnati 0,01144 Euro a MJ Prezzo dell elettricità 0,03626 Euro al litro Bonus max. secondo la normativa USA Low Carbon Fuel Standard 22

12 Baseline ROI s for 190 MM Liter Plant Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid 50MM Gal Stover 3.66% 5.40% 5.97% 4.21% Stover Syrup + Stover 8.04% 7.80% 6.05% Syrup + Stover DDGS 6.25% 7.28% 5.79% DDGS Syrup + Nat. Gas 4.76% 3.64% Syrup + Nat. Gas Rates of Return on Investment for 50 MM Gal. Dry-Grind Plants: Plants versus those Using Stover or Syrup + Stover or DDGS at Various Intensities 15.00% Percent Rate of Return 10.00% 5.00% 0.00% Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid Stover Syrup + Stover DDGS 23 Years to Payback at Baseline Years to Payback Additional Investment Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid 50MM Gal Not Applicable Stover Syrup + Stover DDGS ****Years to Payback Are Highly Dependent on NG prices and Ethanol Margins 24

13 Natural Gas Rises from $7.00 to $10.00 per Decatherm Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid 50MM Gal Stover -1.67% 5.40% 5.97% 4.21% Stover Syrup + Stover 8.04% 7.80% 6.05% Syrup + Stover DDGS 6.25% 7.28% 5.79% DDGS Syrup + Nat. Gas 3.25% 1.69% Syrup + Nat. Gas Rates of Return on Investment for 50 MM Gal. Dry-Grind Plants: Plants versus those Using Stover or Syrup + Stover or DDGS at Various Intensities 15.00% Percent Rate of Return 10.00% 5.00% 0.00% Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid Stover Syrup + Stover DDGS 25 Stover Price Rises from $80 to $100 per Ton Rates of Return on Investment for 50 MM Gal. Dry-Grind Plants: Plants versus those Using Stover or Syrup + Stover or DDGS at Various Intensities 15.00% Percent Rate of Return 10.00% 5.00% 0.00% Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid Stover Syrup + Stover DDGS 26

14 Stover Price Drops from $80 to $60 per Ton Rates of Return on Investment for 50 MM Gal. Dry-Grind Plants: Plants versus those Using Stover or Syrup + Stover or DDGS at Various Intensities 15.00% Percent Rate of Return 10.00% 5.00% 0.00% Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid Stover Syrup + Stover DDGS 27 Low Carbon Premium Rises from $.20 to $.27/Gal. Rates of Return on Investment for 50 MM Gal. Dry-Grind Plants: Plants versus those Using Stover or Syrup + Stover or DDGS at Various Intensities 15.00% Percent Rate of Return 10.00% 5.00% 0.00% Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid Stover Syrup + Stover DDGS 28

15 Low Carbon Premium Falls from $.20 to $.13/Gal. Rates of Return on Investment for 50 MM Gal. Dry-Grind Plants: Plants versus those Using Stover or Syrup + Stover or DDGS at Various Intensities 15.00% Percent Rate of Return 10.00% 5.00% 0.00% Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid Stover Syrup + Stover DDGS 29 Electricity: Sell-all $.10/kWh Buy-all $.06/kWh 15% Percent Rate of Return 10% 5% 0% Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid Stover Syrup + Stover DDGS 30

16 Corn Price Rises from $3.50 to $4.00/ bu. DDGS Price Rises from $100 to $120/ T. Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid 50MM Gal Stover -2.40% 1.44% 2.47% 1.04% Stover Syrup + Stover 2.88% 3.22% 1.93% Syrup + Stover DDGS 0.43% 1.71% 0.39% DDGS Syrup + Nat. Gas -0.50% -1.04% Syrup + Nat. Gas Rates of Return on Investment for 50 MM Gal. Dry-Grind Plants: Plants versus those Using Stover or Syrup + Stover or DDGS at Various Intensities 15.00% Percent Rate of Return 10.00% 5.00% 0.00% Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid Stover Syrup + Stover DDGS 31 Corn rises from $3.50 to $4.00/ bu DDGS rises from $100 to $120/ T. Ethanol rises from $1.60-$1.90/gal Rates of Return on Investment for 50 MM Gal. Dry-Grind Plants: Plants versus those Using Stover or Syrup + Stover or DDGS at Various Intensities 15.00% Percent Rate of Return 10.00% 5.00% 0.00% Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid Stover Syrup + Stover DDGS 32

17 Multiple Factors: N.G. $7 to $10 / dcth DDGS $100 to $80/T. Corn $3.50/bu. Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid 50MM Gal Stover -5.12% 3.14% 3.97% 2.41% Stover Syrup + Stover 6.45% 6.39% 4.78% Syrup + Stover DDGS 5.52% 6.93% 5.79% DDGS Syrup + Nat. Gas 1.63% 0.25% Syrup + Nat. Gas Rates of Return on Investment for 50 MM Gal. Dry-Grind Plants: Plants versus those Using Stover or Syrup + Stover or DDGS at Various Intensities 15.00% Percent Rate of Return 10.00% 5.00% 0.00% Plant #1 Proc. Heat #2 CHP #3 CHP + Grid Stover Syrup + Stover DDGS 33 L uso delle biomasse negli impianti di produzione di etanolo Tecnicamente fattibile e prudente dal punto di vista fiscale, soprattutto se si applica la normativa (USA) sui carburanti a basso tenore di carbonio Migliora la bilancia energetica e riduce drasticamente l impronta di carbonio dell etanolo ottenuto dal mais. Con 38 milioni di litri di potenza di etanolo è possibile produrre 300 MWe per la rete distributiva, probabilmente 600 MWe per gli impianti di gassificazione (IGCC). L impiego delle biomasse come combustibile negli impianti di produzione di etanolo potrebbe diventare una tecnologiaponte verso altre tecnologie, quale l etanolo cellulosico ottenuto con metodi biochimici e termochimici. 34

18 Raccolta, densificazione e trasporto dei residui del mais all impianto Sistema agricolo Un raccolto l anno Sistema industriale Approvvigionamento continuo durante l anno 35 Agricolo vs Industriale Il sistema su scala agricola il fornitore di biomasse (Raccolto 4-6 settimane in autunno) Raccolta / Conservazione in loco Spezzettatura e rastrellatura Composizione in balle (rotoballe) Posizionamento delle balle vicino al campo Reintegrazione dei nutrienti Il sistema su scala industriale l utente di biomasse (Approvvigionamento per tutto l anno) Lavorazione / Trasporto con autocarro dal punto di conservazione Macinatura (grossa) in vasca (contenitore portatile) Compattazione con pressa a rulli (unità portatile) Trasporto in autocarro fino agli utenti (carichi da 25 tonnellate, densità volumetrica 15 lb/ft 3 ) 36

19 Raccolta/Conservazione in loco Nalladurai Kaliyan e David Schmidt hanno collaborato alla sezione di questa ricerca concernente la densificazione e gli aspetti logistici. 37 Macinatura in vasca/compattazione con pressa a rulli Feed Roll Roll Compact 38

20 Total Cost Truck Transportation of Compacted Corn Stover Tub Grinding/ Roll Press Compaction Local Storage Cost/ Local Storage Loss 4% 16% 8% 9% 36% Payment to Farmer 27% Nutrient Replacement (N-P-K) Collection/ Transport to Local Storage $85/tonne of corn stover delivered (MC = 15% w.b.) 39 Life-Cycle Fossil Energy Consumption Truck Transportation of Compacted Corn Stover 6% Tub Grinding/ Roll Press Compaction 23% 49% Nutrient Replacement (N-P-K) Local Storage Loss 3% 19% Collection/ Transport to Local Storage 1017 MJ/dry tonne (i.e., 7% of dry corn stover energy) 40

21 Life-Cycle GHG Emissions Corn Stover (CH 4, N 2O) 32% 29% Nutrient Replacement (N-P-K) Truck Transportation of Compacted Corn Stover 5% 19% 2% 13% Collection/ Transport to Local Storage Tub Grinding/ Roll Press Compaction Local Storage Loss 102 kg of CO 2 e/dry tonne of corn stover (includes combustion emission, but not SOC) 41 Life-Cycle GHG Emissions Gram of CO2e/MJ of fuel energy Corn Stover Natural Gas Coal 7 g of CO 2 e/mj of dry corn stover (includes combustion emission, but not SOC) 42

22 GHG Emissions of Ethanol using Corn Stover as a Fuel Using BESS Model (Univ. of Nebraska) GHG Reduction GHG Reduction with CO 2 Sequst. Convent. Corn Ethanol CHP CHP + Grid BIGCC 52% 82% 92% 115% 85% 116% 126% 149% 43 Amount of Biomass Required, % DDGS Corn stover Ethanol corn acres All corn acres* Syrup + stover Ethanol corn acres All corn acres* Process heat 70% 27% 9% 9% 3% CHP 80% 30% 10% 12% 4% CHP + grid 100% 40% 13% 27% 9% *Assumes 1/3 of corn acres go for ethanol 44

23 Changes on the Land and in Soil Organic Carbon Levels 45 La frequenza di raccolto delle biomasse deve preservare le riserve di carbonio organico nel terreno La conservazione delle riserve di carbonio organico nel terreno è un aspetto basilare quando si parla di raccolto delle biomasse. L asportazione del 70% dei residui del mais nella metà degli anni durante i quali si coltiva il granoturco dovrebbe preservare il carbonio organico nel terreno (SOC) 46

24 Le necessità logistiche sono troppo complicate? No!!! Calore ed elettricità usando i residui del mais per un impianto che produce 190 milioni di litri di etanolo l anno Tra 360 e 450 tonnellate al giorno di residui del mais da 16 a 20 carichi (23 t l uno) di bricchetti o pellet al giorno, ovvero da 640 a 800 balle (567 kg l una) al giorno 60 carichi di mais al giorno 20 carichi di trebbie al giorno 47 Conclusione L uso delle biomasse come combustibile per il processo di cogenerazione necessita di tecnologie già note. Grande quantità di fornitori di biomasse nelle vicinanze degli impianti. L aspetto logistico non è un deterrente, ma l impianto potrebbe pagare circa $85 una tonnellata di residui di mais trattati come combustibile densificato. Le emissioni di gas serra dell etanolo possono essere notevolmente ridotte se la cogenerazione avviene negli impianti con macinatura a secco. L etanolo da mais può uguagliare le riduzioni di gas serra dell etanolo brasiliano ottenuto dalla canna da zucchero. Negli USA si prevede un maggiore ricorso al processo di cogenerazione mano a mano che gli obiettivi di riduzione dei gas serra diverranno più vincolanti. 48

25 Thank you! dtiffany/ (612) D. Doug G. Tiffany, U June of 9/23/2009 Minnesota 11,