Tecnologie di conversione delle biomasse: STUDI DI FATTIBIBILITA

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1 Corso ed aggiornamento professionale per Energy Managers Napoli 23 Ottobre 2015 Tecnologie di conversione delle biomasse: STUDI DI FATTIBIBILITA Giacobbe Braccio - Giovanni Stoppiello ENEA 1

2 Sintesi Definizione e aspetti normativi Tipologia biomasse e impieghi a fini energetici Obiettivi di sviluppo e sistemi di incentivazione Disponibilità e consumi Questione ambientale Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Cogenerazione Studi di fattibilità Ruolo della ricerca (Centro Ricerche ENEA Trisaia) 2

3 Definizione e aspetti normativi 3

4 Biomasse Definizione: biomassa deve intendersi la frazione biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui di origine biologica provenienti dall agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali), dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, comprese la pesca e l acquacoltura, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani. Direttiva comunitaria (Dir. 2009/28/CE) sulla promozione dell uso dell energia da fonti rinnovabili 4

5 Biomasse Caratteristiche delle biomasse combustibili e relative condizioni di utilizzo a) materiale vegetale prodotto da coltivazioni dedicate; b) materiale vegetale prodotto da trattamento esclusivamente meccanico, lavaggio con acqua o essiccazione di coltivazioni agricole non dedicate; c) materiale vegetale prodotto da interventi selvicolturali, da manutenzione forestale e da potatura; d) materiale vegetale prodotto dalla lavorazione esclusivamente meccanica e dal trattamento con aria, vapore o acqua anche surriscaldata di legno vergine e costituito da cortecce, segatura, trucioli, chips, refili e tondelli di legno vergine, granulati e cascami di legno vergine, granulati e cascami di sughero vergine, tondelli, non contaminati da inquinanti; e) materiale vegetale prodotto da trattamento esclusivamente meccanico, lavaggio con acqua o essiccazione di prodotti agricoli; f) sansa di oliva disoleata avente le caratteristiche riportate nell apposita tabella, ottenuta dal trattamento delle sanse vergini con n esano per l estrazione dell olio di sansa destinato all alimentazione umana, e da successivo trattamento termico, purché i predetti trattamenti siano effettuati all interno del medesimo impianto; g) liquor nero ottenuto nelle cartiere dalle operazioni di lisciviazione del legno e sottoposto ad evaporazione al fine di incrementarne il residuo solido, purché la produzione, il trattamento e la successiva combustione siano effettuate nella medesima cartiera e purché l utilizzo di tale prodotto costituisca una misura per la riduzione delle emissioni e per il risparmio energetico individuata nell autorizzazione integrata ambientale Allegato X della parte V del D.lgs. 152/2006, parte II, sez.4, art. 1 5

6 Biomasse Caratteristiche delle biomasse combustibili e relative condizioni di utilizzo I materiali e le sostanze elencati nell'allegato X alla parte quinta del presente decreto non possono essere utilizzati come combustibili ai sensi del presente titolo se costituiscono rifiuti ai sensi della parte quarta del presente decreto (D.lgs 152/2006 Parte V, titolo III, art. 293) Salvo il caso in cui i materiali elencati nel paragrafo 1 derivino da processi direttamente destinati alla loro produzione o ricadano nelle esclusioni dal campo di applicazione della Parte quarta del presente decreto, la possibilità di utilizzare tali biomasse secondo le disposizioni della presente Parte quinta è subordinata alla sussistenza dei requisiti previsti per i sottoprodotti dalla precedente Parte quarta. (Agg. Dlgs 152/2006 con D.lgs 128/2010, All. X della parte V, parte II, sez.4, art. 1bis) Rifiuto: qualsiasi sostanza od oggetto di cui il detentore si disfi o abbia l intenzione o abbia l obbligo di disfarsi (Aggiornamento al Dlgs 152/2006 con DM 14/02/2013, n. 22); 6

7 Tipologie biomassa e impieghi a fini energetici 7

8 Tipologia biomasse combustibili 8

9 Tipologia biomasse e utilizzi a scopo energetico biomassa vegetale, scarti agricoli Lignocellulosiche U%<50 C/N>30 U%>50 C/N~25 30 Organici U%<35 C/N>30 Oleaginose Amidacee Conversione Termochimica Conversione Biologica Conversione Fisica Pirolisi Combustione Gassificazione Fermentazione Digestione Spremitura Calore BioOlio Char Gas Gas Combustibile Etanolo Biogas Olio Combustibile Piante e residui cellulosici, amidacei e zuccherini Piante e residui oleaginosi Piante e residui lignocellulosici Piante e residui fermentescibili, reflui animali, RSU 9

10 Obiettivi di sviluppo e sistemi di incentivazione 10

11 Energia da biomassa Sviluppo delle bioenergie: perché? riduzione della dipendenza energetica dai combustibili fossili e dalle importazioni estere diversificazione delle fonti energetiche sul territorio riduzione emissioni di gas serra (CO 2 ) recupero energetico di scarti e sottoprodotti: efficientamento dei cicli produttivi opportunità di governance del territorio occupazione sviluppo rurale valorizzazione delle risorse locali 11

12 Obiettivi della Direttiva 2009/28/CE Quota di rinnovabili al 2020 da 133 Mtep 22,6 Mtep (17%) Settore Riscald. e raffr. 2,6 (2,8%) 3,85 (6.53%) 10,456 (17,09%) Trasporti 0,2 (0,87%) 1 (3,5%) 2,899 (10,14%) Elettricità 4,3 (16,29%) 5,74 (18,7 %) 8,5 (26,39%) Anno 2014: tot 119 TWhe - Fotovoltaico 23 Twh ( Mwe) - Eolica 15 Twh (8500 Mwe) - Biomasse 17 TWh (4000 Mwe) - Idroelettrica 58 TWh ( Mwe) - Geotermia 6 TWh (1500 MWe) PUN di borsa (45 MWh) 12

13 Sviluppo delle energie rinnovabili Obiettivi SEN 13

14 Piano di azione nazionale per le energie rinnovabili biomassa Energia da biomassa ,4 Mtep elettrica 1,45 Mtep (4652 GWh) ( GWh) elettrica 1,8 Mtep (20934 GWh) ,65 Mtep termica 2,04 Mtep (19189 GWh) (23725 GWh) termica 5,5 Mtep (63965 GWh) ,2 Mtep (2326 GWh) biocarburanti 2,5 Mtep (29075 GWh) 14

15 Sistemi di Incentivazione Strumenti normativi nazionali di sostegno all utilizzo energetico delle biomasse: Incentivi definiti dal decreto DM 6 luglio, 2012, per la produzione di energia elettrica da biomasse (Certificati Verdi, Tariffa Omnicomprensiva); Incentivi riconosciuti all installazione di caldaie a biomassa ad alta efficienza, in serre ed edifici rurali, secondo il decreto DM 28 Dicembre 2012 (alias "Conto Termico"); Detrazione fiscale per lavori di efficienza energetica; Credito d'imposta per il collegamento ad una rete di teleriscaldamento a biomassa; Provvedimento del Comitato Interministeriale Prezzi (CIP/6) per prezzi incentivati per l'energia elettrica prodotta con impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate (strumento non più adottato ma con contratti ancora vigenti). I regimi di sostegno più recenti si concentrano soprattutto sulla produzione di energia termica: Il decreto italiano DM 28 Dicembre 2012 (noto anche come "Conto Termico"); La detrazione fiscale del 65%; La detrazione fiscale del 50%; 15

16 Accesso agli incentivi per impianti a biomassa: 3 percorsi in funzione della potenza installata Accesso agli incentivi per impianti nuovi, riattivazioni, integrali ricostruzioni e potenziamenti (DM 12 Luglio 2012) (****) Impianti previsti dai progetti di riconversione del settore bieticolo saccarifero approvati dal Comitato interministeriale di cui all art. 2 del D.L. 10/1/2006, n.2 convertito dalla L. 11/3/2006, n

17 Incentivazione contatore CIP 6 Biomasse 89.9% Biogas 7.2 % Impianti > 10 MW 90.3% 17

18 Contatore Certificati Verdi Impianti > 10 MW 82.5 % 85.1 % Fonte : GSE Biomasse11.5% Bioliquidi 11.6% Biogas 3.6 % 3) Per gli impianti alimentati da rifiuti gli oneri sono riferiti solo all'incentivazione della parte biodegradabile 18

19 Contatore Tariffa Omnicomprensiva Impianti da 600 kw a 1 MW Fonte : GSE 88.2 % 62.8 % 85.3 % Biomasse 4.7% Bioliquidi 5.3% Biogas 73.1 % 19

20 Contatore Bioenergie Elettriche Tetto incentivo FER elettriche (non FV) : 5,8 M /Y (DM 6 Luglio 2012) FER elettriche M /Y al 31/12/2013 (Totale Bioenergie elettriche M /y) 20

21 Contatore Bioenergie Elettriche Tetto incentivo FER elettriche (non FV) : 5,8 M /Y (DM 6 Luglio 2012) FER elettriche 5390 M /Y al 31/12/2014 (Totale Bioenergie elettriche M /y)

22 Contatore Bioenergie Elettriche Tetto incentivo FER elettriche (non FV) : 5,8 M /Y (DM 6 Luglio 2012) FER elettriche M /Y al 31/07/2015 (Totale Bioenergie elettriche M /y) 22

23 Incentivi alla produzione di energia da biomasse DM 6 luglio 2012 Allegato 1 Vita utile convenzionale, tariffe incentivanti e incentivi per i nuovi impianti Costi di produzione c /kwhe 23

24 Consumi e disponibilità 24

25 La Superficie Agricola Utilizzata in Italia Tra il 1971 e il 2010 la SAU si è ridotta di 5 milioni di ettari (da quasi 18 milioni di ettari a poco meno di 13), una superficie equivalente a Lombardia, Liguria ed Emilia Romagna messe insieme! Migliaia di ha di SAU Fonte: MiPAAF - Costruire il futuro: difendere l agricoltura dalla cementificazione,

26 Distribuzione complessiva dei residui erbacei ed arborei su scala provinciale (kt/anno s.s.) 26

27 Disponibilità potenziale di residui in Italia Regioni Colture erbacee (t/anno s.s.) Colture arboree (t/anno s.s.) Biomasse forestali (kt/anno s.s.) Biogas totale (knm 3 /anno) Piemonte Valle d Aosta Lombardia Trentino Alto Adige Veneto Friuli Venezia Giulia Liguria Emilia Romagna Toscana Umbria Marche Lazio Abruzzo Molise Campania Puglia Basilicata Calabria Sicilia Sardegna ITALIA

28 Disponibilità effettiva stimata dei residui di colture erbacee ed arboree (t/anno s.s.) Regioni Colture erbacee Disponibilità potenziale Colture erbacee Disponibilità effettiva Colture arboree Disponibilità potenziale Colture arboree Disponibilità effettiva Piemonte Valle d Aosta Lombardia Trentino Alto Adige Veneto Friuli Venezia Giulia Liguria Emilia Romagna Toscana Umbria Marche Lazio Abruzzo Molise Campania Puglia Basilicata Calabria Sicilia Sardegna

29 Distribuzione complessiva dei residui forestali su scala provinciale (kt/anno s.s.) 29

30 Distribuzione complessiva del biogas (bovino e suino) su scala regionale (knm 3 /anno) Allevamenti N Aziende N Capi Deiezioni liquide (m 3 /anno) Deiezioni solide (t/anno) Biogas (m 3 /anno) Bovini Suini Regioni Biogas da deiezioni bovine (knm 3 /anno) Biogas da deiezioni suine (knm 3 /anno) Piemonte Valle d Aosta Lombardia Trentino Alto Adige Veneto Friuli Venezia Giulia Liguria Emilia Romagna Toscana Umbria Marche Lazio Abruzzo Molise Campania Puglia Basilicata Calabria Sicilia Sardegna

31 Considerazioni energetiche Settore Disponibilità [t/a sul secco] Equivalente energetico [TOE] teorica effettiva teorico effettivo Agricoltura Foreste Zootecnia t/a tal quale t/a tal quale Altro (agro industria, legno di scarto e riciclo) anno

32 Consumi Consumo interno lordo Nazionale nel 2010 (176 Mtep) Fonte: Eurostat,

33 Incidenza % delle fonti rinnovabili sui consumi finali di energia in Italia Fonte: GSE,

34 Consumi finali di energia in Italia nel 2010 Settori Elettrico % Termico % Trasporti % Totale % Residenziale Servizi P.A Industria Trasporti Altro TOTALE I consumi termici rappresentano la quota maggiore dei consumi energetici del Paese, sia nel settore civile che per le imprese Fonte: Ministero dello Sviluppo Economico - La Nuova Strategia Energetica Nazionale, documento per consultazione pubblica, ottobre

35 Consumo di biomasse legnose in Italia (2011) Mt Consumo di combustibili legnosi: 20,6 Mt (87% per il riscaldamento domestico) Fonte: AIEL,

36 Costo dell energia primaria in Italia in /MWh, IVA e tasse incluse, al consumatore finale (gennaio 2013) Pellet in sacchi: consegna entro 30 km Pellet in autobotte: consegna entro 80 km Legna da ardere M20: consegna entro 20 km Cippato M35: consegna entro 20 km Fonte: Agriforenergy,

37 Camini e stufe a biomassa per il riscaldamento domestico in Italia nel 2010 Totale apparecchi in funzione nel 2010: circa 5,4 milioni Fonte: CECED Italia - Associazione Nazionale Produttori Apparecchi Domestici e Professionali, maggio

38 L importazione di legname dall estero L Italia nel 2012 è stata il: 6 importatore mondiale di legno 2 importatore europeo di legno (dopo UK) 1 importatore di legno dai Balcani e Sud Europa 2 importatore europeo di legno tropicale 1 importatore mondiale di legna da ardere 4 importatore mondiale di cippato 1 importatore mondiale di pellet ad uso residenziale Fonte: 38

39 Questione ambientale 39

40 Questione ambientale Concentrazioni medie annuali di PM 10 in Europa nel

41 Questione ambientale trend delle emissioni di particolato in Italia dal 1990 al 2010 PM 2.5 PM 10 41

42 Questione ambientale Fattori di emissione medi di PM10 per combustibile e apparecchio domestico (g/gj) Ad oggi, in Italia non esistono regolamentazioni per il controllo delle emissioni generate da apparecchi di riscaldamento con potenza inferiore a 35 kw! 42

43 Questione ambientale Limiti di emissione per impianti alimentati a biomassa con potenza nominale > 35 kw e inferiore a 50 MW Limite di emissione (mg/nm 3 ) gas secco,, 11% O 2, 0 C, 0,1013 MPa potenza termica nominale (MW) inquinante periodo di riferimento > 0,035 0,15 > 0,15 3 > 3 6 > 6 20 > 20 PM ora giorno CO ora giorno COT ora giorno 10 NO x b ora giorno SO x b ora

44 Questione ambientale Piano Regionale degli Interventi per la qualità dell Aria (PRIA, 2013) Regione Lombardia, Tavolo di Coordinamento Interregionale delle Regioni della Valle del Po Divieto di utilizzo, solo se sono disponibili altri sistemi di riscaldamento, di impianti domestici (caminetti aperti o chiusi e stufe) alimentati a biomassa legnosa aventi un rendimento inferiore al 63%, dal 15 Ottobre al 15 Aprile di ogni anno, nei comuni al di sotto dei 300 m di altitudine (Il provvedimento attuale interessa già l 85% della popolazione lombarda e potrà essere esteso ad altre aree del territorio regionale). Divieto di combustione all aperto in tutto il territorio regionale Gli impianti a legna sono inoltre equiparati dal PRIA agli impianti termici alimentati a metano o gasolio e quindi per essi valgono le seguenti prescrizioni: Nuove installazioni eseguite da personale abilitato, secondo il D.M. 37/2008; Obbligo di manutenzione per gli apparecchi (come indicato dal D.P.R. 74/2013 e dalla norma UNI 10683/2012) Controlli e ispezioni come per gli altri impianti termici; Censimento degli apparecchi a legna nel Catasto Regionale degli Impianti Termici (CURIT); Introduzione di un rendimento energetico minimo peri nuovi impianti da installare; La classificazione energetica degli apparecchi domestici a legna sarà inoltre introdotta a livello nazionale su proposta della regione Lombardia e delle altre regioni del bacino padano, con il fine di introdurre sul mercato apparecchi che abbiano prestazioni emissive ed energetiche ben definite. 44

45 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse 45

46 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse fumi/gas calore Biomassa H 2 O gas, tars Combustibile solido O 2 Materia volatile (CO, CH 4, CO 2, H 2, C 2 H 4.) H= C H S N O (MJ/kg) 46

47 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse CO 2, H 2 O calore H 2 O gas, tars Combustione (T > 1500 ºC) C 7 H 11 O 5 +(1+e) O 2st =7CO H 2 O+O 2 + energia (calore) Pirolisi (T = ºC) C 7 H 11 O 5 + O 2st = C s +gas+bio-oli MV (1+e) O 2 = 0 product gas calore H 2 O gas, tars Gassificazione (T = ºC) < 1 C 7 H 11 O 5 + O 2st = ac s +bco+ cco 2 +dh 2 + eh 2 O+fCH 4 + gc n H m MV O 2 = e = molio 2 / kg biomassa molio 2 stech. / kg biomassa 47

48 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Impiantistica: regola delle «3T» Turbolenza Dimensione delle particelle di biomassa Velocità del gas reagente all interno del reattore Modalità di immssione dei reagenti nel reattore Tipologia e caratteristiche costruttive dell impianto Condizioni di esercizio 3T Temperatura Natura e composizione della biomassa Natura del gas reagente Portata del gas reagente Modalità e velocità di riscaldamento Uso di combustibili ausiliari Utilizzo di sistemi di coibentazione Tempo di residenza Portata di combustibile solido Portata di gas reagente Tipologia e caratteristiche costruttive dell impianto Condizioni di esercizio dell impianto 48

49 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Impianti di combustione C 7 H 11 O 5 + aria = 7CO H 2 O + O 2 +N 2 + calore (~ 17,5 MJ/kg) fumi di combustione produzione di acqua calda Q = m fumi *cp fumi *(T finale T st ) = m acqua *cp acqua *(T out T in ) fluido di lavoro Q = m fluido *cp fluido *(T out T in ) + vap * m fluido irraggiamento delle pareti Q = S* *(T 4 comb T 4 p) Rendimento utile u = Q / (m c PCI) apparecchi per riscaldamento domestico impianti termici (cogenerativi e trigenerativi) reti di miniteleriscaldamento e teleriscaldamento impianti per la generazione di energia elettrica 49

50 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Riscaldamento e utilizzo domestico ( 35 kw) caminetti termo caminetti termo cucine stufe boiler Impianti di combustione Riscaldamento di tipo residenziale calore di processo (>35kW) Caldaie Bruciatori forni 50

51 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Impianti di combustione Sezioni e componenti fondamentali sistema di alimentazione e/o carica combustibile Sistema di immissione dell aria Camera di combustione, griglia Scambio termico Sistemi di abbattimento fumi Sistema di regolazione delle condizioni di esercizio (automatico/manuale, sonda lambda, etc.) 51

52 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse P n : 5 10 [kw] : % Alimentazione: ciocchi di legna briquettes di legna Immissione aria: a focolare aperto a focolare chiuso a tiraggio naturale a tiraggio forzato Impianti di combustione Caminetti 52

53 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse termo camini P n : [kw] : % riscaldamento degli ambienti produzione acqua calda sanitaria e/o alimentazione impianto di riscaldamento Alimentazione ciocchi di legna briquettes Immissione aria: a tiraggio naturale a tiraggio forzato Impianti di combustione 53

54 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Impianti di combustione Stufe a legna P n : 6 15 [kw] : % riscaldamento degli ambienti Alimentazione Ciocchi di legna Briquettes Pellets Immissione aria: a tiraggio naturale a tiraggio forzato 54

55 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse P n : [kw] : % Per riscaldamento degli ambienti Per produzione acqua calda sanitaria e per alimentare l impianto di riscaldamento Alimentazione Ciocchi di legna Briquettes Pellets Immissione aria: a tiraggio naturale a tiraggio forzato Impianti di combustione termo stufe 55

56 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Caldaie e centrali termiche P n > 10 [kw]; P n > 1000 [kw] : % Per produzione acqua calda sanitaria e per alimentare l impianto di riscaldamento Per produzione di energia termica Teleriscaldamento Calore di processo Vapore Alimentazione Ciocchi di legna Pellets Cippato Scarti di produzione agro-industriale Impianti di combustione 56

57 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Bruciatori P n > 100 [kw] : % Per produzione di energia termica Calore di processo Vapore Impianti di combustione Alimentazione Ciocchi di legna Pellets Cippato Scarti di produzione agroindustriale Colture dedicate (cigar burners) 57

58 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Gassificazione C 6 H 12 O 6 + O 2 = aco 2 + bco + ch 2 + dch 4 + eh 2 O + fc n H m aria ossigeno vapore CO CO H CH N PCI (MJ/Nm³) Il più comune utilizzo del gas prodotto prevede il successivo impiego in sistemi per la produzione di energia elettrica e termica. Tuttavia può essere sottoposto a ulteriori stadi di raffinazione per la produzione di idrogeno o di altri prodotti chimici (metanolo, DME, etc.) 58

59 Impossibile visualizzare l'immagine. Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Gassificazione Gassificazione C x H y O z + (0.21*O *N 2 )+vh 2 O=aCO+bCO 2 +ch 2 +dh 2 O+eCH 4 +fc s +gn 2 Reaction H [kj/kmol] Reaction type R1: C + CO 2 = 2CO endothermic R2: C + 2H 2 = CH exothermic R3: C + H 2 O= CO + H endothermic R4: CO2 +H 2 =CO + H 2 O endothermic R5: CH 4 + H 2 O= CO+ 3H endothermic Relazioni di equilibrio ln K k K 5 J T AlnT B RT 2 k 5 a n C T 6 c * p * * p n e * p * * p n d n D 2T 2 2 k o e 3 CO H 2 CH H O 4 H RT 2 I 3 Bilanci di massa a + b + e + f x = 0 %C 2*c + 2*d + 4*e y - 2*v = 0 %H a + 2*b + d z - 2*0.21*j v = 0 %O 2*g - 2*0.79*j = 0 %N k5 * d* e* n a* c * p 0 2 k1 * b* n a * p 0 k * 2 2 c * p e* n 0 k3 * d * n a * c * p 0 Bilanci di energia p j h 0 j h r i 0 i H r k4 * b * c a * d k5 * d * e * n a * c * p 0 59

60 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Gassificazione Fattore di conversione X = (m 0 s m) / m 0 s syngas composition Efficienza energetica CGE = (m gas PCI gas ) / (m 0 s PCI s ) %moles CO CO2 H2 H2O CH Variation of syngas com position w ith ER (p=1 bar T=1100K) T[K] 20 %moles CO CO2 H2 H2O CH ER 60

61 La gassificazione della Biomassa: Le applicazioni Turbina a Gas Stirling 61

62 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Impianti di gassificazione 62

63 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Impianti di gassificazione a letto fisso Reattori a letto fisso 63

64 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Impianti di gassificazione a letto fisso Open core downdraft staged downdraft 64

65 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Impianti di gassificazione a letto fisso Downdraft Updraft Open core Tenore idrico (%) < 25 < 60 < 15 Contenuto di ceneri (% sul secco) < 6 < 25 < 20 Dimensioni delle particelle (mm) T gas in uscita ( C) Tars (g/nm 3 ) < 0, Sensibilità ai cambiamenti di carico sensibile Non sensibile Non sensibile Hot gas efficiency (full load %) Cold gas efficiency (full load %) PCI del gas prodotto (kj/nm 3 )

66 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Impianti di gassificazione a letto fluido Reattori a letto fluido 66

67 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Impianti di gassificazione a letto fluido Reattori a letto fluido 67

68 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Tecnologie più mature a confronto 68

69 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Tecnologie più mature a confronto Maturità Tecnologica Facilità di Esercizio Area di applicazione Costo Investimento Costo esercizio Costi produzione Commerciali Discreto livello di standardizzazione (Facilità di esercizio) Adatti per impieghi in contesti isolati (rurali, piccole comunità), generazione distribuita Commerciali Richiedono personale con specifica formazione Adatti per impieghi in contesti rurali e piccole comunità, distretti industriali, generazione distribuita 3 4 mln /MWe 4 5 mln /MWe Inferiori (tecnologia più semplice, costi di esercizio più bassi) % Costo di investimento c /kwh e Accesso agli incentivi per la produzione di energia da fonte rinnovabile (DM 6 luglio 2012) 69

70 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Tipo di processo pirolitico Temperatura massima di riscaldamento ( C) Velocità di riscaldamento Tempo di residenza Carbonizzazione 400 molto bassa Ore - giorni Convenzionale 600 lenta 5 30 min Lenta 650 Pirolisi abbastanza lenta s Prodotto principale Char, catrame Bio-olio, char, gas Bio-olio, char, gas Fast < 650 alta <1 s Bio-olio Flash >650 alta <1 s Bio-olio Ultra 1000 molto alta <0.5 s Prod. chimici, gas Vuoto 400 media 2 30 s Bio-olio Idropirolisi <500 alta <10 s Prod.chimici, bio-olio Potere calorifico MJ/kg 15 MJ/Nm 3 (gas) MJ/kg MJ/kg Metano-pirolisi >700 alta <10 s Prod.chimici MJ/kg - 70

71 Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse Parametri di esercizio caratteristici Dimensione della biomassa Angolo di attrito della biomassa Velocità di rotazione del tamburo Inclinazione del tamburo Modalità di riscaldamento della biomassa (interno o esterno) Impianti di Pirolisi 71

72 Cogenerazione di energia 72

73 Cogenerazione Col termine cogenerazione si indica la produzione ed l uso contemporaneo di diverse forme di energia, nella maggior parte dei casi energia elettrica e termica partendo da un'unica fonte (sia fossile che rinnovabile) attuata in un unico sistema integrato. 73

74 Cogenerazione Cogenerazione a combustione interna Il combustibile è alimentato direttamente all interno del motore primo Necessità di avere combustibili puliti (sistemi di purificazione e filtrazione per biogas, syngas, pyrogas, etc.) Maggiori rendimenti 74

75 Cogenerazione Cogenerazione a combustione esterna Separa l impianto di combustione dal motore primo per la produzione dell energia Consente la combustione di combustibili di varia origine (biomasse solide, CDR, syngas, biogas, oli vegetali, ecc.) Richiede un fluido termovettore tra caldaia e motore primo 75

76 Cogenerazione Ciclo combinato Costituito da un motore primo (topper) e da un utilizzatore dell energia termica (bottomer), entrambi per produzione di energia elettrica. Energia termica per la cogenerazione da entrambi 76

77 Cogenerazione Sistemi di cogenerazione combustione gassificazione calore Product gas Turbina a vapore ORC reformer Motori endotermici Motori stirling EFMTG Celle a combustibile microturbine 77

78 Ciclo Rankine turbina a vapore Cogenerazione Potenza: 2,5 100 MW Funzionamento: Ciclo Rankine base o con riscaldamento del vapore e preriscaldamento rigenerativo dell acqua Condizioni di esercizio: Pressione fino a 100 bar Surriscaldamento fino a 540 C Tipo combustibile: qualsiasi Efficienza complessiva: Rapporto elettricità/calore: 55 80% max 0.5 Vantaggi: Svantaggi: Impiego di qualsiasi combustibile Alta affidabilità Lungo ciclo di vita Grandi dimensioni e potenze Lenta risposta alle variazioni di carico Alti costi di investimento Periodo di installazione: 1 3 anni Ciclo di vita: anni 78

79 Cogenerazione Motori stirling Potenza: kW Funzionamento: Conversione di energia chimica del combustibile in energia meccanica senza combustione ma con emissione di calore Condizioni di esercizio: Calore fornito esternamente al cilindro e trasmesso al gas in esso contenuto che si espande e muove il pistone. Il fluido termodinamico non partecipa alla combustione e le parti in movimento non sono esposte ai prodotti della combustione Tipo combustibile: qualsiasi Efficienza complessiva: 70 80% alpha beta gamma Rapporto elettricità/calore: 0.5 1,5 Vantaggi: Impiego di qualsiasi combustibile Buone prestazioni con ogni condizione di carico. Silenziosità Svantaggi: Basse potenze Periodo di installazione: breve Ciclo di vita: anni 79

80 Cogenerazione Organic Rankine Cycle Potenza: kw Funzionamento: Stesso principio del ciclo a vapore, con l utilizzo di fluido di lavoro organico anziché vapore d acqua. Condizioni di esercizio: Pressioni fino a 25 bar, massime temperature di esercizio circa 200 C Tipo combustibile: qualsiasi Efficienza complessiva: 50-70% Rapporto elettricità/calore: Vantaggi: Svantaggi: Impiego di qualsiasi combustibile. Possibilità di impiego del calore di cascata. Basso rendimento elettrico. Costi elevati Periodo di installazione: breve Ciclo di vita: anni 80

81 Cogenerazione Motori endotermici Potenza: 1kW 5 MW Funzionamento: Ciclo Otto Ciclo Diesel Condizioni di esercizio: Aumento del rapporto di compressione. De-rating del motore. Tipo combustibile: Combustibili liquidi o gassosi Efficienza complessiva: Rapporto elettricità/calore: 70 85% max 0.5 Vantaggi: Svantaggi: Versalità di impiego. Buoni rendimenti Il calore recuperato non incide sull efficienza elettrica Doppia possibilità di cogenerazione (raffreddamento fumi e motore). Buona affidabilità. Bassi costi di investimento Macchine abbastanza complesse. Elevati costi di manutenzione. Rumorosità. Emissioni elevate Periodo di installazione: Max 1 anno Ciclo di vita: Max 10 anni 81

82 Potenza: 25kW 250kW Cogenerazione Microturbine Funzionamento: Ciclo Bryton Condizioni di esercizio: Combustione con eccesso d aria (15 20%). Tmax = 1300 C. T di uscita dei fumi = C Tipo combustibile: Liquido o gassoso, con alto grado di pulizia Efficienza complessiva: 70 85% Rapporto elettricità/calore: Vantaggi: Polialimentazione di combustibile Buone efficienze. Ridotte emissioni Immediata risposta alle variazioni di carico Svantaggi: Alta qualità dei combustibili utilizzati Alte pressioni di alimentazione Personale specializzato per il funzionamento Periodo di installazione: 1 2 anni Ciclo di vita: 10 anni 82

83 Cogenerazione Microturbine a combustione esterna EFMTG Potenza: 0,5 100 kwe Funzionamento: la camera di combustione viene sostituita da uno scambiatore di calore aria/gas, che innalza la temperatura del fluido fino alle temperature adeguate per il ciclo di Brayton. Condizioni di esercizio: Pressioni max 4,5 bar, massime temperature di esercizio circa 900 C Tipo combustibile: qualsiasi Efficienza complessiva: 40-50% Rapporto elettricità/calore: 0.3 Vantaggi: Svantaggi: Impiego di qualsiasi combustibile. Possibilità di impiego del calore di cascata. Bassi rendimenti Periodo di installazione: breve Ciclo di vita: 15 anni 83

84 Cogenerazione Celle a combustibile Celle a combustibile Potenza: 1kW 2MW Funzionamento: Conversione di energia chimica del combustibile in energia elettrica senza combustione ma con emissione di calore Condizioni di esercizio: Temperatura compresa tra 80 e 1000 C Tipo combustibile: Idrogeno, metanolo, etanolo Efficienza complessiva: Rapporto elettricità/calore: 80-90% Vantaggi: Svantaggi: Silenziosità Elevata efficienza in ogni condizione di carico Assenza di parti in movimento Costruzione modulare Bassissimo impatto ambientale Elevati costi iniziali Elevati costi di gestione Periodo di installazione: breve Ciclo di vita: breve 84

85 Cogenerazione sistemi di gassificazione + cogenerazione 85

86 Studi di fattibilità 86

87 Studi di fattibilità Azienda MERIDIANA LEGNAMI Srl (Brienza, PZ) Attività: produzione di legname da costruzione, pallet, pellet di legno Scarti di lavorazione: segatura, cippato di legno Produzione scarti: circa 2500 t/anno Consumi: KWh/anno energia elettrica Parametro Unità di misura Biomassa tal quale Biomassa secca Densità apparente kg/m Contenuto idrico wt % 30 Ceneri wt % 1,16 1,66 Carbonio fisso wt % 10,44 14,92 Materia volatile wt % 58,40 83,43 Potere calorifico superiore Potere calorifico inferiore KJ/kg KJ/kg

88 Studi di fattibilità Impianto di gassificazione + sistema di cogenerazione con motore endotermico dati di esercizio impianto di cogenerazione Portata biomassa (ar, U = 30%) Kg/h 162 Portata biomassa (U = 10%) Kg/h 126 Input termico kwt 558 Resa di gas combustibile Nm 3 /kg biom 2-3 Portata di gas combustibile Nm 3 /h 350 Potere calorifico inferiore gas combustibile KJ/kg efficienza di conversione energetica del gassificatore % 80 Potenza elettrica erogata (lorda) kwe 120 Potenza elettrica erogata (netta) kwe 110 Rendimento elettrico netto % 20 Potenza termica prodotta (cogen) kwt 230 Potenza termica prodotta (raffr. gas) kwt 35 Autoconsumi potenza termica (essiccazione biomassa) kwt 80 Rendimento termico netto % 33 ore di esercizio all anno Energia elettrica prodotta / anno MWhe 847 Energia termica prodotta / anno (al netto dell essiccazione) MWht 1425 Produzione residui solidi ton/anno 26

89 Studi di fattibilità Impianto di gassificazione + sistema di cogenerazione con motore endotermico costi di investimento pretrattamenti ed essiccazione Impianto di cogenerazione allaccio alla rete elettrica sistema di distribuzione del calore sistema di gestione e controllo progettazione oneri autorizzativi TOT TOT + IVA (10%, DPR 633 punto 127-quinquies) Tariffa omnicomprensiva (DM 12 Luglio 2012, All. 1, cat. b): 257 /MWh costi di esercizio ammortamento impianto / anno manutenzione e gestione impianto / anno smaltimento ceneri e particolato (120 /t) / anno 3149 trasporto ceneri e particolato (100 km, 1,5 /km) / anno 315 TOT / anno Flussi in entrata: /anno Flusso di cassa: /anno Stime economiche Valore Attuale Netto (VAN) Tasso Interno di Rendimento (TIR) 14 % Indice di Redditività (IR) 1,11 - Tempo di Ritorno 8 anni 89

90 Studi di fattibilità Produzione di energia termica (calore di processo) da scarti di tipo agro industriale Azienda ITALMIKO Srl (Senise, PZ) Attività: substrati organici per la coltivazione di funghi Scarti di lavorazione: substrati organici esausti Produzione scarti: 400 t/anno (produzione interna) t/a (da raccolta aziende limitrofe, km) Consumi: 264 MWh/ anno energia elettrica lit/anno gasolio (400 kw) Parametro Unità di misura Biomassa tal quale Biomassa secca Densità apparente kg/m Contenuto idrico wt % 65,39 Ceneri wt % 5,61 16,20 Carbonio fisso wt % 3,00 8,68 Materia volatile wt % 26,00 75,12 Potere calorifico superiore Potere calorifico inferiore KJ/kg KJ/kg

91 Studi di fattibilità Produzione di energia termica (calore di processo) mediante combustione del materiale di scarto, in sostituzione del combustibile convenzionale (gasolio) dati di esercizio impianto di combustione potenza installata impianto kwt 400 potenza ridotta (30% pot. Instal.) kwt 120 rendimento termico a pieno carico % 85 rendimento termico a potenza ridotta % 80 portata biomassa a pieno carico (ar) kg/h 305 portata biomassa a potenza ridotta (ar) kg/h 97 ore di esercizio a pieno carico / giorno - 12 ore di esercizio a pot. ridotta / giorno - 12 giorni di esercizio impianto / anno consumo totale biomassa / anno ton 1304 energia termica prodotta a pieno carico / anno MWh 1296 energia termica prodotta a pot. ridotta / anno MWh 389 energia termica prodotta totale / anno MWh

92 Studi di fattibilità Produzione di energia termica (calore di processo) mediante combustione del materiale di scarto, in sostituzione del combustibile convenzionale (gasolio) costi di investimento pretrattamenti ed essiccazione accumulo ed alimentazione costi di esercizio ammortamento impianto / anno 8889 sistema di combustione e generazione di aria calda sistema di estrazione ed evacuazione ceneri manutenzione impianto (3% dell intero investimento) / anno reperimento combustibile (904 tonnellate) / anno 5425 sistema di filtrazione e pulizia fumi piping e scarico fumi (camino) sistema di gestione e controllo progettazione oneri autorizzativi TOT introiti mancato acquisto del gasolio ( lt/a - 1,25 /litro) /anno mancato smaltimento substrato esausto (65 /t) /anno smaltimento ceneri e particolato (120 /t) / anno 9563 trasporto ceneri e particolato (100 km, 1,5 /km) / anno 956 gestione e acquisto reagenti / anno 6234 TOT / anno Stime economiche Valore Attuale Netto (VAN) Tasso Interno di Rendimento (TIR) 17 % Indice di Redditività (IR) 1,39 - Tempo di Ritorno 7 anni 92

93 Produzione di energia elettrica mediante impianto di combustione + ciclo ORC, in sostituzione del combustibile convenzionale (gasolio) Azienda GRUPPO IFE Srl (Senise, PZ) Attività: substrati organici per la coltivazione di funghi Scarti di lavorazione: substrati organici esausti Produzione scarti: 80 t/anno (produzione interna) t/a (da raccolta aziende limitrofe, km) Consumi: Nm 3 /anno gas naturale lit/anno gasolio (per 157 MWh/a en. elet.) Parametro Unità di misura Biomassa tal quale Biomassa secca Densità apparente kg/m Contenuto idrico wt % 63,21 Ceneri wt % 5,59 15,20 Carbonio fisso wt % 4,14 11,25 Materia volatile wt % 27,06 73,55 Potere calorifico superiore Potere calorifico inferiore Studi di fattibilità KJ/kg KJ/kg

94 Studi di fattibilità Produzione di energia elettrica mediante impianto di combustione + ciclo ORC, in sostituzione del combustibile convenzionale (gasolio) stoccaggio biomassa vapore pretrattamenti ed essiccazione recupero termico per essiccazione ricircolo fumi in camera di combustione scarico fumi (camino) biomassa aria di combustione energia elettrica fumi accumulo temporaneo ed alimentazione combustione Ciclo ORC fumi filtrazione e pulizia fumi ceneri energia elettrica ricezione ed estrazione ceneri motori elettrici smaltimento residui solidi Portata biomassa (tal quale ton/a 2840 Input termico kwt 1225 efficienza di conversione energetica dell impianto % 85 efficienza elettrica ciclo ORC % 9,6 rendimento elettrico complessivo % 8,2 fumi dati di esercizio impianto di cogenerazione p Potenza elettrica erogata (netta) kwe 100 Ore di esercizio al giorno 24 ore di esercizio all anno 3600 Energia elettrica prodotta / anno MWhe 360 Autoconsumo energia elettrica % 17 Produzione residui solidi ton/anno 176

95 Studi di fattibilità costi e voci di spesa per l esercizio dell impianto Voce di spesa Unità di misura Costo ammortamento impianto / anno 8889 manutenzione impianto (3% dell intero investimento) / anno reperimento combustibile (2760 ton, 70 km) / anno smaltimento ceneri e particolato (120 /t) / anno trasporto ceneri e particolato (100 km, 1,5 /km) / anno 2076 gestione e acquisto reagenti / anno Costi manutenzione su costo complessivo impianto % 3 Tasso di attualizzazione % 4 vita utile impianto anni 20 introiti Voce di entrata Unità di misura Costo Mancato consumo di gasolio (1,5 /lit) / anno Incentivo statale (tariffa omnicomprensiva 257 /MWh + premio basse emissioni 30 /MWh) Mancato smaltimento in discarica degli scarti (80/ton, 65 /ton) / anno / anno

96 Studi di fattibilità Stime economiche 96

97 Il ruolo dell attività di R&S BIOMASSA Step chiave alla Maturità tecnologica Gas Comb., H2, Syngas for BioFuels; SMG Efficienza negli usi finali Gas cleaning e condizionamento Design e modellazione reattori Maturità e fruibilità Tecnologia Integrazione e scale up di impianto Integrazione FER (Biomasse e Solare) Ridurre i costi di produzione dell energia Supportare il settore industriale nello sviluppo e nella commercializzazione delle nuove tecnologie Promuovere lo Sviluppo del territorio e la gestione sostenibile delle risorse 97

98 Le Tecnologie di gassificazione c/o il CR ENEA Trisaia Aria Biomassa Vapore Syngas Aria Vapore Zona Combustione Syngas Aria Syngas Letto Fisso equicorrente (downdraft) Taglia: kw t Aria PCI: 4 5 MJ/Nm 3 Impiego: Produzione elettrica via MCI Letto Fisso controcorrente (updraft) Taglia: 150 kw t Aria/Vapore Impiego: Prod. elettrica via motore Stirling (MCI previo gas cleaning) Componente COMPOSIZIONE SYNGAS %Vol. H CO CH N CO ComponentE %Vol. H 2 20 CO 21 CH 4 4 N 2 40 CO 2 6 H 2 O 9 Gas Combusto Componente %Vol. H Aria/Vapore CO Biomassa PCI: MJ/Nm 3 CH Vapore CO N Syngas Ossigeno Biomassa Letto fluidizzato ricircolante (FICFB) Taglia: 500 kw t Impiego: Prod. elettrica via MCI e HTFC, Biofuels : SNG, FT, MeOH, DME Letto fluido bollente con ricircolo interno Taglia: 1000 kw t Aria arricchita/o 2 /Vapore PCI: 9 11 MJ/Nm 3 Impiego: Prod. elettrica via MCI e HTFC (es. SOFC); Biofuels : SNG, FT, MeOH, DME COMPOSIZIONE GAS SECCO COMPOSIZIONE GAS SECCO COMPOSIZIONE GAS SECCO Componente %Vol. H CO CH CO C 2 + 4

99 Bioraffineria e chimica verde Enzimi microrganismi BIOREATTORE Idrolisi & Fermentazione COLONNA DISTILLATIONE BioEtOH CELLULOSA Zuccheri C6 EMICELLULOSA Zuccheri C5 LIGNINA C6 Aromatici generation biomass feedstock 6 payoff renewable chemicals polymers/ 99

100 Grazie! Giovanni Stoppiello ENEA DTE BBC TER Strada Statale Jonica 106, km 419, Rotondella (MT) Tel: