La combustione di biomasse per la generazione elettrica

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1 La combustione di biomasse per la generazione elettrica Progetti di Ricerca ed esperienze di utilizzo in Enel Francesco De Luca Enel Divisione Ingegneria e Ricerca Le biomasse: una risorsa energetica rinnovabile e programmabile Milano, 29 Maggio 2012

2 Il Gruppo Enel nel Mondo Potenza installata MW MW MW MW > MW Potenza installata totale= 97 GW Nazioni= 40 Clienti= 61 milioni 2

3 Enel KPI generazione 2010 Incremento % vs 2009 Fonte: Dati di Sostenibilità Enel 2010 La capacità rinnovabile installata del Gruppo Enel in tutta Europa e nelle Americhe (idroelettrica, geotermica, eolica, fotovoltaica e biomasse) ha già superato i 34 GW su una capacità totale del Gruppo di 97,3 GW. Nel settore delle energie rinnovabili, Enel Green-Power si conferma leader mondiale del settore. 3

4 Scenari di sviluppo per le Biomasse in Europa National Ren. Energy Action Plans Vision for 2020 and 2050 Produzione di elettricità da biomasse in EU (Eurelectric 2011) L obiettivo in EU al 2020 è quello di raggiungere 43.2GW di capacità installata a biomassa, a fronte dei 23.6GW del 2010 e 15.7GW del In Italia si prevede un raddoppio della energia prodotta rispetto al Il previsto spostamento dei consumi energetici verso l elettrico rende essenziale il tema dell efficienza di conversione. 4

5 Linee Strategiche del Gruppo Enel per la crescita nel settore delle biomasse Perseguire l Innovazione Tecnologica, monitorando le tecnologie emergenti e caratterizzando con pilot-tests quelle prossime allo stadio commerciale; individuando nuove tecnologie con elevati potenziali di crescita su cui investire. Stringere accordi di partenariato con le Associazioni Agricole (ANB, Terrae, CAI,...), riguardanti rispettivamente la riconversione del settore bieticolo-saccarifero verso la produzione di energia, lo sviluppo di progetti di cooperazione nel settore delle agro-energie finalizzati alla realizzazione di impianti a biomassa. Adozione delle Best available Technologies attraverso la progressiva conversione degli assets di generazione verso sistemi di sempre maggior efficienza (p.e. high-efficiency coal plants, innovative RES plants, renewable energy storage). 5

6 Progetti a biomasse realizzati in Italia grande generazione Uso: Pubblico Sulcis-2 CFBC: Tecnologia a letto fluido circolante, capacità di 320 MWe, operante in cocombustione carbone-cippato di legna, in esercizio dal 2006, impianto progettato e realizzato per questo assetto di funzionamento; efficienza 40%. Fusina 3/4: Tecnologia a polverino di carbone, capacità di 320 MWe cad., operanti in cocombustione carbone-rdf, in esercizio in tale assetto dal 2004, adeguamento tecnologico di impianti già esistenti; efficienza 35%. CTE Mercure : Teconologia a letto fluido bollente, capacità 35 MWe, operante con sola biomassa legnosa, retrofit di una centrale a olio combustibile, entrata in esercizio attesa a fine 2012; efficienza 26%. 6

7 Programmi di Ricerca e Sviluppo Integrazione, efficienza e sostenibilità Uso: Pubblico BIOmasse-GEOtermia: Surriscaldamento del fluido geotermico con il calore ottenuto dalla combustione di biomassa. Mini-Biomasse: Sviluppo e realizzazione di Impianti (Power e/o Heat&Power) che utilizzano la biomassa disponibile presso aziende partner (agricole e consorzi), basati su tecnologie efficienti e di semplice gestione. Scouting e Sviluppo Tecnologico: Selezione, valutazione e caratterizzazione di tecnologie emergenti per la generazione su piccola scala c/o l Area Sperimentale di LI. Assessment delle risorse: Valutazione della disponibilità e della catena del valore di biomasse forestali e di coltivazioni dedicate, Verifica dei criteri di sostenibilità per lo sviluppo di filiere locali di approvvigionamento. 7

8 Esperienze di co-combustione Enel in Italia Combustione mista carbone-biomassa in letto fluido Centrale Termoelettrica del Sulcis Sulcis 2, 340 MWe, Letto Fluido Circolante Sulcis 3, 240 MWe, Polverino di carbone Uso: Pubblico SU 3 SU 2 Sulcis Area Biomassa Stoccagigo Biomassa 8

9 Sulcis-2 co-combustione in letto fluido Caratteristiche principali dell Impianto Tipo di caldaia: Letto fluido circolante - Alstom Power costituito da 3 sezioni (A, B e C), ognuna con un ciclone dedicato Contributo termico della biomassa: 15% Portata di biomassa alimentata in caldaia: max 45 t/h Efficienza netta: 40 % Sistema di Depolverazione fumi: filtro a maniche Assorbimento della SO 2 con calcare all interno del letto Basse emissioni di Nox th grazie alle basse Temp del letto (850 C) Limiti di emissione autorizzati: NOx 200 mg/nm 3 SO * mg/nm 3 Dust 40 mg/nm 3 In funzione della quantità di carbone domestico utilizzato Capacità del Sistema di ricezione della biomassa: 2 x 60 t/h Capacità dello stoccaggio giornaliero: 2 x 500 mc Capacità di Stoccaggio di lungo periodo: t 9

10 Sulcis-2 co-combustione in letto fluido Principali risultati kt/anno di cippato Riduzione di consumo di carbone Riduzione delle emissioni di CO2 Accesso ai Certificati Verdi La tecnologia CFBC assicura un ampia flessibilitò nei confronti del tipo di carbone e di biomassa che possono essere alimentati La co-combustione si è dimostrata una valida opportunità per il territorio locale grazie allo sviluppo di attività di produzione e fornitura di biomassa 10

11 Esperienze di co-combustione Enel in Italia Fusina 3&4 co-firing carbone-rdf Centrale termoelettrica di Fusina Fusina 1 & 2, 165/171 MWe, Polverino di carbone Fusina 3 & 4, 320 MWe, co-combustione Polverino di carbone-rdf Uso: Pubblico Fusina FS 3 & 4 FS 1 & 2 Edificio RDF 11

12 Fusina 3&4 co-combustione carbone-rdf Caratteristiche principali dell impianto Uso: Pubblico Tipologia Caldaia: Tangentially fired, dry-bottom boiler Combustibile primario: Polverino di carbone Combustibile secondario: RDF (Refused Derived Fuel) Efficienza netta: 35% Caratteristiche vapore: 1050 t/h, 178 bar, 540 C Apporto termico RDF: 5% (max t/a totali) Iniezione del RDF in caldaia: miscelazione con il polverino a valle dei mulini e quindi iniezione attraverso gli stessi bruciatori Limiti di emissione autorizzati: NOx 200 mg/nm 3 SO2 200 mg/nm 3 Dust 20 mg/nm 3 CO 30 mg/nm 3 NOx 185 mg/nm 3 SO2 200 mg/nm 3 Dust 20 mg/nm 3 CO 30 mg/nm 3 TOC 10 mg/nm 3 HCl 10 mg/nm 3 Media mensile Media giornaliera (co-combustione) Gruppi #3&4 Piani di alimentazione di RDF 12

13 Fusina 3&4 co-combustione carbone-cdr Principali caratteristiche del RDF UNI Moisture (%w.) Ash (%w.) Sulphur (%w.) Chlorine (%w.) LHV (kcal/kg) Hg (ppm) Normal Q. High Q. Intervalli Fusina < ,6 0,3 0,15 0,60 0,9 0,7 0,6 0, ,4 6,9 RDF utilizzato è di classe Normal Quality Sistema di ricezione e pretrattamento del RDF in centrale Piattaforma di scarico dei camion in ingresso Vasca di ricezione del RDF (>30t/h) Separatore di materiali metallici e amagnetici Mulini a lame per RDF 4x12,5 t/h 13

14 Fusina 3&4 co-combustione carbone-cdr Vantaggi principali (*) aggiornati al 30/10/ RDF plant revamping Decrease of energy demand Uso: Pubblico (*) Quantità Massima annua di RDF autorizzata : t Portata massima di RDF autorizzata per ogni Gruppo: 4,5 t/h t 9 t/h La pratica della co-combustione su impianti già esistenti rappresenta una delle scelte più efficaci per il recupero energetico dei rifiuti urbani, con costi di investimento (per adeguamento impianti) contenuti, produzione diretta di energia elettrica e senza la necessità di realizzare nuovi impianti. La tecnica della co-combustione carbone-rdf consente una elevata efficienza di conversione (35%), superiore del 40% rispetto ad un inceneritore (efficienza media 25%), assicurando, inoltre, un altissimo livello di protezione ambientale (controllo delle emissioni). L utilizzo di questa tecnologia per il recupero energetico gioca un ruolo chiave nella realizzazione dei piani di gestione dei rifiuti e, sostituendo significative quote di combustibile fossile, contribuisce attivamente alla riduzione delle emissioni di CO2. 14

15 Progetti di combustione solo biomassa in Italia Retrofit CTE Mercure Centrale termoelettrica del Mercure Sezione #2, 35 MWe, 100% biomassa legnosa Mercure Tipo caldaia: Letto fluido Bollente Potenza elettrica netta: 35 MW Rendimento netto: 26% Combustibile : (cippato di legno) Consumo di biomassa: t/y 15

16 Riconversione a solo biomassa della CTE Mercure Principali interventi e Obiettivi Bonifiche e demolizioni Ripristino delle torri evaporative Ripristino sistema movimentazione lignite Manutenzione macchinario principale Ripristino impianto trattamento acque Istallazione nuovo combustore a letto fluido Installazione Nuovo sistema di pulizia fumi Generare energia elettrica da biomasse nel rispetto della normativa italiana vigente e con costi di investimento contenuti. Riduzione delle emissioni di CO 2, accesso ai Certificati Verdi. Riattivare il sito produttivo Enel di Mercure. Valorizzare e potenziare il patrimonio e le attività agro-forestali locali, riutilizzare i residui delle lavorazioni del legno, ottimizzare il ciclo agro-alimentare. 16

17 Programmi di Ricerca e Sviluppo BIO GEO: Integrazione Biomasse-Geotermia Cornia 2 Geothermal power plant Situazione attuale: P 20 MWe, vapor saturo, 110 t/h, 153 C, 5.2 bar Situazione futura: P 25 MWe, 110 t/h, 380 C, 4.7 bar Uso: Pubblico Cornia 17

18 BIO GEO: Integrazione Biomasse-Geotermia Caratteristiche principali e vantaggi del Progetto Schema di flusso del surriscaldatore a biomassa Vapore in Tipo caldaia: Griglia mobile Potenza caldaia: 16 MWth Potenza elettrica netta: 5 MWe Rendimento netto: 31% Combustibile : cippato di legno Consumo di biomassa: 5 t/h Costi di investimento limitati Incremento di energia prodotta: 40 GWh/a Possibilità di utilizzare il macchinario elettrico esistente 18

19 Progetto di Ricerca: Biomasse Valutazione risorse e Piccola generazione Uso: Pubblico Obiettivo strategico del progetto Presidio degli sviluppi scientifici, tecnici e normativi nei campi della produzione e trasformazione energetica di biomasse a supporto del business aziendale nei diversi Paesi di interesse. Mappa delle tecnologie per la generazione di piccola taglia BASIC R&D DEMONSTRATION EARLY COMMERCIAL COMMERCIAL Densification PYROLISIS TORREFACTION PELLETTIZATION Biomass to heat SMALL SCALE GASIFICATION COMBUSTION IN BOILERS Combustion STIRLING & EXTERNALLY FIRED CYCLES ORGANIC RANKINE CYCLES COMBUSTION + STEAM CYCLES Gasification INTEGRATED GASIFICATION FUEL CELLS IGCC & IGGT GASIFICATION + STEAM CYCLES Cofiring INDIRECT COFIRING PARALLEL COFIRING DIRECT COFIRING Source: E4tech, 2009 Biomass to power & CHP Biomass to heat Biomass densification 19

20 Progetto Biomasse Tecnologie di piccola taglia per Power e H&P Impianto EFMGT installato c/o l Area sperimentale di Livorno Uso: Pubblico Exhausts Combustion chamber Biomass Mixer-pre-heater Heat generator Air Microturbine Electricity T Air Recuperator Tecnologia: Externally Fired MicroGas-Turbine (EFMGT); Caldaia a griglia alimentata a biomassa legnosa (cippato); P el = 80 kw; P th = 250 kw; Consumo biomassa = 150 kg/h; η el = 17%; η complessivo =70%; Possibilità di scale-up fino a kw el. Exh. Schema di processo 20

21 Progetto Biomasse Test tecnologie emergenti su scala pilota - Pyroboiler Caratteristiche Pyroboiler Flessibilità massima sul combustibile; Taglia di potenza < 1 MWe; Medio costo investimento; La biomassa passa attraverso il tamburo rotante dove l alta temperatura la decompone in gas di pirolisi e char Il syn-gas di pirolisi entra in un boiler dove viene combusto Il char completa la combustione riscaldando il tamburo rotante Sistema adatto a biomasse residuali, difficili da utilizzare con altri sistemi di conversione (residui lavorazione legno come cortecce, pollina e deiezioni animali polverulente, ) 21

22 Conclusioni Vantaggi competitivi nel settore delle Biomasse Co-combustione con carbone - Elevata efficienza di conversione - Riduzione delle emissioni di SO 2 e metalli - Riduzione delle emissioni di CO 2 Retrofit di Impianti obsoleti Creazione di nuove filiere agro-energetiche Attività di Ricerca e Sviluppo - Riduzione dei costi di investimento rispetto a nuovi impianti - Disponibilità di nuova capacità produttiva in tempi rapidi - Sviluppo dell agricoltura locale, diversificando le possibilità di scelta degli agricoltori - Ricadute in termini occupazionali - Recupero di terreni marginali non coltivati - Tutela della biodiversità, arricchimenti della fauna e della microfauna - Sviluppo di know-how proprietario da sfruttare per le valutazioni di prefattibilità di iniziative di business del Gruppo - Supporto alle Divisioni per l ottimizzazione/sviluppo dei progetti già realizzati 22

23 Grazie per l attenzione Francesco De Luca Enel - Divisione Ingegneria e Ricerca Area Tecnica Ricerca Tel:

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