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Napoli 23 Ottobre 2015
Tecnologie di conversione delle biomasse: STUDI DI FATTIBIBILITA’
Giacobbe Braccio - Giovanni StoppielloENEA
Corso ed aggiornamento professionaleper Energy Managers
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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)
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Definizione e aspetti normativi
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Biomasse
Definizione:“biomassa” deve intendersi “la frazione biodegradabile deiprodotti, rifiuti e residui di origine biologica provenientidall’agricoltura (comprendente sostanze vegetali eanimali), dalla silvicoltura e dalle industrie connesse,comprese la pesca e l’acquacoltura, nonché la partebiodegradabile dei rifiuti industriali e urbani”.
Direttiva comunitaria (Dir. 2009/28/CE) sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili
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BiomasseCaratteristiche 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 dicoltivazioni 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 oacqua anche surriscaldata di legno vergine e costituito da cortecce, segatura, trucioli, chips, refili e tondelli dilegno vergine, granulati e cascami di legno vergine, granulati e cascami di sughero vergine, tondelli, noncontaminati da inquinanti;
e) materiale vegetale prodotto da trattamento esclusivamente meccanico, lavaggio con acqua o essiccazione diprodotti agricoli;
f) sansa di oliva disoleata avente le caratteristiche riportate nell’apposita tabella, ottenuta dal trattamento dellesanse vergini con n‐esano per l’estrazione dell’olio di sansa destinato all’alimentazione umana, e da successivotrattamento 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 alfine di incrementarne il residuo solido, purché la produzione, il trattamento e la successiva combustione sianoeffettuate nella medesima cartiera e purché l’utilizzo di tale prodotto costituisca una misura per la riduzione delleemissioni 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. 15
BiomasseCaratteristiche delle biomasse combustibili e relative condizioni di utilizzo
“I materiali e le sostanze elencati nell'allegato X alla parte quinta del presente decretonon possono essere utilizzati come combustibili ai sensi del presente titolo secostituiscono 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 direttamentedestinati alla loro produzione o ricadano nelle esclusioni dal campo di applicazione dellaParte quarta del presente decreto, la possibilità di utilizzare tali biomasse secondo ledisposizioni della presente Parte quinta è subordinata alla sussistenza dei requisiti previstiper 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);
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Tipologie biomassa e impieghi a fini energetici
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Tipologia biomasse combustibili
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biomassa vegetale, scarti agricoli
Conversione Termochimica Conversione Biologica Conversione Fisica
U%<50C/N>30
U%>50C/N~25‐30
U%<35C/N>30
Piante e residui lignocellulosici
Piante e residui cellulosici, amidacei e
zuccherini
Piante e residui fermentescibili, reflui
animali, RSU
Piante e residui oleaginosi
Olio Combustibile
Spremitura
BioOlioCharGas
Calore Gas Combustibile
Combu‐stione
Gassifica‐zionePirolisi
Etanolo Biogas
Fermenta‐zione Digestione
Lignocellulosiche
Amidacee
OrganiciOleaginose
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Tipologia biomasse e utilizzi a scopo energetico
Obiettivi di sviluppo e sistemi di
incentivazione
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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 (CO2)
• recupero energetico di scarti e sottoprodotti: efficientamento dei cicli produttivi
• opportunità di governance del territorio
− occupazione− sviluppo rurale− valorizzazione delle risorse locali
Energia da biomassa
Settore 2005 2010 2020
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%)
Quota di rinnovabili al 2020 da 133 Mtep 22,6 Mtep (17%)
Obiettivi della Direttiva 2009/28/CE
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Anno 2014: tot 119 TWhe
- Fotovoltaico 23 Twh (19.000 Mwe)
- Eolica 15 Twh (8500 Mwe)
- Biomasse 17 TWh (4000 Mwe)
- Idroelettrica 58 TWh (15.000 Mwe)
- Geotermia 6 TWh (1500 MWe)
PUN di borsa (45 € MWh)
Sviluppo delle energie rinnovabili – Obiettivi SEN
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Piano di azione nazionale per le energie rinnovabili ‐ biomassa
0,4 Mtep (4652 GWh)
1,8 Mtep (20934 GWh)
2009 2020Energia da biomassa
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20141,45 Mtep
( 17000 GWh)
5,5 Mtep (63965 GWh)
2005 202020122,04 Mtep
(23725 GWh)
0,2 Mtep (2326 GWh)
2,5 Mtep (29075 GWh)
2005 2020
elettrica elettrica
1,65 Mtep (19189 GWh)
termica termica
biocarburanti
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Sistemi di IncentivazioneStrumenti normativi nazionali di sostegno all’utilizzo energetico delle biomasse:
Incentivi definiti dal decreto DM 6 luglio, 2012, per la produzione di energia elettrica dabiomasse (Certificati Verdi, Tariffa Omnicomprensiva);
Incentivi riconosciuti all’installazione di caldaie a biomassa ad alta efficienza, in serre ed edificirurali, 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'energiaelettrica prodotta con impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate (strumento non piùadottato 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%;
Accesso agli incentivi per impianti a biomassa: 3 percorsi in funzione della potenza installata
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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. 81.
Incentivazione‐ contatore CIP 6
Biomasse 89.9%Biogas 7.2 %
Impianti > 10 MW 90.3%
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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
Impianti > 10 MW
Contatore Certificati Verdi
82.5 % 85.1 %Fonte : GSE
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Biomasse 4.7%Bioliquidi 5.3%Biogas 73.1 %
Impianti da 600 kW a 1 MW
Contatore Tariffa Omnicomprensiva
88.2 % 62.8 % 85.3 %
Fonte : GSE
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Contatore Bioenergie Elettriche
FER elettriche 4.558 M€/Y al 31/12/2013 (Totale Bioenergie elettriche 2.238 M€/y)
Tetto incentivo FER elettriche (non FV) : 5,8 M€/Y (DM 6 Luglio 2012)
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FER elettriche 5390 M€/Y al 31/12/2014 (Totale Bioenergie elettriche 2.765 M€/y)
Contatore Bioenergie Elettriche
Tetto incentivo FER elettriche (non FV) : 5,8 M€/Y (DM 6 Luglio 2012)
Contatore Bioenergie Elettriche
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FER elettriche 5.763 M€/Y al 31/07/2015 (Totale Bioenergie elettriche 2.917 M€/y) Tetto incentivo FER elettriche (non FV) : 5,8 M€/Y (DM 6 Luglio 2012)
Incentivi alla produzione di energia da biomasseDM 6 luglio 2012Allegato 1 – Vita utile convenzionale, tariffe incentivanti e incentivi per i nuovi impianti
Costi di produzione20 – 25 c€/kWhe
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Consumi e disponibilità
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Tra il 1971 e il 2010 la SAU si è ridotta di 5 milioni di ettari (da quasi 18 milioni di ettari a pocomeno di 13), una superficie equivalente a Lombardia, Liguria ed Emilia Romagna messe insieme!
Fonte: MiPAAF - Costruire il futuro: difendere l’agricoltura dalla cementificazione, 2012
La Superficie Agricola Utilizzata in Italia
12.000
13.000
14.000
15.000
16.000
17.000
18.000
19.000
20.000
1971 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
20.000
19.000
18.000
17.000
16.000
15.000
14.000
13.000
12.000
Migliaia di ha di SAU
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Distribuzione complessiva dei residui erbacei edarborei su scala provinciale (kt/anno s.s.)
www.atlantebiomasse@enea.it26
Disponibilità potenziale di residui in Italia
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Regioni Colture erbacee (t/anno s.s.)
Colture arboree (t/anno s.s.)
Biomasse forestali (kt/anno s.s.)
Biogas totale(kNm3 /anno)
Piemonte 1.474.550 124.710 256.57 159.337
Valle d’Aosta 137 1.512 1.09 1.415
Lombardia 1.691.829 44.213 242.13 465.876
Trentino Alto Adige 1.928 66.718 34.99 5.187
Veneto 1.496.340 147.703 90.99 114.887
Friuli Venezia Giulia 486.241 32.129 65.13 17.035
Liguria 2.751 2.751 96.47 932
Emilia Romagna 1.138.035 1.138.035 236.54 145.220
Toscana 395.079 225.781 365.07 10.537
Umbria 291.495 59.324 67.15 9.042
Marche 420.279 43.796 32.32 6.419
Lazio 249.687 206.165 112.33 39.454
Abruzzo 115.400 112.785 60.13 5.092
Molise 100.516 33.245 43.75 1.897
Campania 161.638 229.984 119.83 69.039
Puglia 508.453 775.809 46.43 14.750
Basilicata 217.305 72.554 65.28 10.061
Calabria 102.191 323.506 153.80 8.632
Sicilia 363.363 600.724 25.58 21.972
Sardegna 139.254 128.115 65.01 30.097
ITALIA 9.356.471 4.369.559 2.180.590 1.136.881
Disponibilità effettiva stimata dei residui di colture erbacee ed arboree (t/anno s.s.)
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Regioni Colture erbaceeDisponibilità potenziale
Colture erbaceeDisponibilità effettiva
Colture arboree Disponibilità potenziale
Colture arboree Disponibilità effettiva
Piemonte 1.474.550 589.820 124.710 59.868
Valle d’Aosta 137 55 1.512 726
Lombardia 1.691.829 676.732 44.213 21.222
Trentino Alto Adige 1.928 771 66.718 32.025
Veneto 1.496.340 598.536 147.703 70.897
Friuli Venezia Giulia 486.241 194.496 32.129 15.422
Liguria 2.751 1.100 2.751 9.627
Emilia Romagna 1.138.035 455.214 1.138.035 94.745
Toscana 395.079 158.031 225.781 108.375
Umbria 291.495 116.598 59.324 28.476
Marche 420.279 168.112 43.796 21.022
Lazio 249.687 99.875 206.165 98.959
Abruzzo 115.400 46.160 112.785 54.137
Molise 100.516 40.206 33.245 15.958
Campania 161.638 64.655 229.984 110.392
Puglia 508.453 203.381 775.809 372.389
Basilicata 217.305 86.922 72.554 34.826
Calabria 102.191 40.877 323.506 155.283
Sicilia 363.363 145.345 600.724 288.347
Sardegna 1390.254 55.702 128.115 61.495
Distribuzione complessiva dei residui forestali su scala provinciale (kt/anno s.s.)
www.atlantebiomasse@enea.it29
Distribuzione complessiva del biogas (bovino e suino) su scala regionale (kNm3/anno)
Allevamenti N° Aziende N° Capi Deiezioni liquide (m3 /anno)
Deiezioni solide (t/anno)
Biogas (m3 /anno)
Bovini 162.700 6.359.000 80.624.000 10.203.000 1.471.800.000
Suini 15.200 5.832.000 17.140.000 752.000 345.764.000
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Regioni Biogas da deiezioni bovine(kNm3 /anno)
Biogas da deiezioni suine (kNm3 /anno)
Piemonte 103.159 56.178
Valle d’Aosta 1.415 0
Lombardia 283.654 183.222
Trentino Alto Adige 5.110 77
Veneto 100.520 14.368
Friuli Venezia Giulia 12.713 4.322
Liguria 932 0
Emilia Romagna 94.822 50.398
Toscana 8.842 1.695
Umbria 5.831 3.212
Marche 4.794 1.624
Lazio 38.491 983
Abruzzo 3.469 1.623
Molise 1.359 539
Campania 68.500 539
Puglia 14.750 0
Basilicata 9.699 362
Calabria 8.134 498
Sicilia 21.462 510
Sardegna 26.661 3.436
Considerazioni energetiche
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Settore Disponibilità [t/a sul secco] Equivalente energetico [TOE]
teorica effettiva teorico effettivo
Agricoltura 12.804.000 5.408.000 4.712.850 1.996.530
Foreste 3.023.000 844.800 1.306.420 361.978
Zootecnia 1.817.553.602 t/a tal quale
1.137.879.631 t/a tal quale
999.654 625.834
Altro (agro‐industria, legno di scarto e riciclo)
13.820.000 6.930.000 5.807.200 2.878.800
anno 2010
Consumi
32Fonte: Eurostat, 2012
Consumo interno lordo Nazionale nel 2010 (176 Mtep)
Incidenza % delle fonti rinnovabili sui consumifinali di energia in Italia
Fonte: GSE, 201333
Consumi finali di energia in Italia nel 2010
Fonte: Ministero dello Sviluppo Economico - La Nuova Strategia Energetica Nazionale, documento per consultazione pubblica, ottobre 2012
Settori Elettrico%
Termico%
Trasporti%
Totale%
Residenziale 5 18 23
Servizi 5 8 13
P.A. 1 1 2
Industria 9 17 26
Trasporti 32 32
Altro 3 1 4
TOTALE 23 45 32 100
I consumi termici rappresentano la quota maggiore dei consumi energetici del Paese, sia nel settore civile che per le imprese
34
Fonte: AIEL, 2012
Mt
Consumo di biomasse legnose in Italia (2011)
Consumo di combustibili legnosi: 20,6 Mt (87% per il riscaldamento domestico)
35
Costo dell’energia primaria in Italia in €/MWh, IVA etasse incluse, al consumatore finale (gennaio 2013)
Pellet in sacchi: consegna entro 30 kmPellet in autobotte: consegna entro 80 kmLegna da ardere M20: consegna entro 20 kmCippato M35: consegna entro 20 km
Fonte: Agriforenergy, 2013 36
Camini e stufe a biomassa per ilriscaldamento domestico in Italia nel 2010
Fonte: CECED Italia - Associazione Nazionale Produttori Apparecchi Domestici e Professionali, maggio 2012
Totale apparecchi in funzione nel 2010: circa 5,4 milioni
37
L’importazione di legname dall’estero
Fonte:
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
38
Questione ambientale
39
40
Questione ambientaleConcentrazioni medie annuali di PM10 in Europa nel 2011
41
Questione ambientaletrend delle emissioni di particolato in Italia dal 1990 al 2010
PM10
PM2.5
42
Questione ambientaleFattori 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!
43
Questione ambientaleLimiti di emissione per impianti alimentati a biomassa con potenza nominale > 35 kW e inferiore a 50 MW
inquinante
Limite di emissione (mg/Nm3) gas secco,, 11% O2, 0°C, 0,1013 MPa
periodo di riferimento
potenza termica nominale (MW)
> 0,
035
0,
15
> 0,
15
3
> 3
6
> 6
20
> 20
PM ora 200 100 30
giorno
CO ora 350 300 250 200
giorno 150 100
COT ora 30 20
giorno 10
NOxb
ora 500 400
giorno 300 200
SOxb ora 200
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Questione ambientalePiano 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 (caminettiaperti o chiusi e stufe) alimentati a biomassa legnosa aventi un rendimento inferiore al 63%, dal 15Ottobre al 15 Aprile di ogni anno, nei comuni al di sotto dei 300 m di altitudine (Il provvedimento attualeinteressa già l’85% della popolazione lombarda e potrà essere esteso ad altre aree del territorioregionale).
• 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 equindi 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 UNI10683/2012)
• 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 suproposta della regione Lombardia e delle altre regioni del bacino padano, con il fine di introdurre sul mercatoapparecchi che abbiano prestazioni emissive ed energetiche ben definite.
Processi termochimici e impianti di conversione
delle biomasse
45
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
Biomassa Combustibile solido
calore
O2
gas, tars
Materia volatile(CO, CH4, CO2, H2, C2H4….)
H2O
fumi/gas
H = 0.348 C + 0.939 H + 0.105 S + 0.063 N ‐ 0.108 O (MJ/kg)46
Combustione (T > 1500 ºC)C7H11O5 + (1 + e)∙O2st = 7CO2 + 5.5H2O + O2+ energia (calore)
H2O
calore
(1+e)·O2
gas, tars
MV
CO2, H2O
< 1Gassificazione (T = 800 – 900 ºC)
C7H11O5 + O2st = aCs + bCO +cCO2 + dH2 + eH2O + fCH4 +gCnHm
calore
·O2
gas, tars
MV
product gas
H2O
= 0
Pirolisi (T = 500 - 600 ºC)C7H11O5 + O2st =Cs + gas + bio-oli
moliO2 / kgbiomassa
moliO2 stech. / kgbiomassa = e =
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Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
Impiantistica: regola delle «3T»
3TTempo di residenza
Temperatura
Turbolenza
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
Portata di combustibile solido
Portata di gas reagente
Tipologia e caratteristiche costruttive dell’impianto
Condizioni di esercizio dell’impianto
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
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Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
Impianti di combustioneC7H11O5 + aria = 7CO2 + 5.5H2O + O2 + N2 + calore (~ 17,5 MJ/kg)
Q’ = mfumi*cpfumi*(Tfinale – Tst) = macqua*cpacqua*(Tout – Tin)
fumi di combustione→ produzione di acqua calda
Q’’ = mfluido*cpfluido*(Tout – Tin) + vap* mfluido
fluido di lavoro
Q’’’ = S**(T4comb – T4
p)irraggiamento delle pareti
apparecchi per riscaldamento domestico
impianti termici (cogenerativi e trigenerativi)
reti di mini-teleriscaldamento e teleriscaldamento
impianti per la generazione di energia elettrica
Rendimento utile u = Q / (mc∙PCI)
49
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
50
Riscaldamento e utilizzo domestico (≤35 kW)
• caminetti• termo‐caminetti• termo‐cucine• stufe• boiler
Riscaldamento di tipo residenziale ‐ calore di processo (>35kW)
• Caldaie• Bruciatori• forni
Impianti di combustione
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
Impianti di combustioneSezioni 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
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
Alimentazione:ciocchi di legnabriquettes di legna
CaminettiPn: 5÷10 [kW]
Impianti di combustione
a tiraggio naturalea tiraggio forzato
Immissione aria:a focolare apertoa focolare chiuso
: 40÷70 %
52
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
termo ‐ caminiPn: 15÷35 [kW]
riscaldamento degli ambientiproduzione acqua calda sanitaria e/o alimentazione impianto di riscaldamento
Alimentazione ciocchi di legnabriquettes
Immissione aria:a tiraggio naturalea tiraggio forzato
Impianti di combustione
: 60÷80 %
53
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
Pn: 6÷15 [kW]
Stufe a legnaImpianti di combustione
: 70÷85 %
riscaldamento degli ambienti
Alimentazione Ciocchi di legnaBriquettesPellets
Immissione aria:a tiraggio naturalea tiraggio forzato
54
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
55
termo ‐ stufePn: 15÷40 [kW]
Per riscaldamento degli ambientiPer produzione acqua calda sanitaria e per alimentare l’impianto di riscaldamento
Alimentazione Ciocchi di legnaBriquettesPellets
Immissione aria:a tiraggio naturalea tiraggio forzato
Impianti di combustione
: 70÷85 %
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
Caldaie e centrali termichePn > 10 [kW]; Pn > 1000 [kW]
Per produzione acqua calda sanitaria e per alimentare l’impianto di riscaldamentoPer produzione di energia termica • Teleriscaldamento• Calore di processo• VaporeAlimentazione Ciocchi di legnaPelletsCippatoScarti di produzione agro-industriale
Impianti di combustione
: 85÷95 %
56
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
BruciatoriImpianti di combustione
Pn > 100 [kW]
Per produzione di energia termica • Calore di processo• Vapore
Alimentazione Ciocchi di legnaPelletsCippatoScarti di produzione agro-industrialeColture dedicate (cigar burners)
: 85÷95 %
57
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
C6H12O6 + O2 = aCO2 + bCO + cH2 + dCH4 + eH2O + fCnHm
aria ossigeno vapore
CO 14 34 27
CO2 15 27 20
H2 10 32 38
CH4 4 5 12
N2 57 2 3
PCI (MJ/Nm³)
4 9 11
Il più comune utilizzo del gas prodotto prevedeil successivo impiego in sistemi per laproduzione di energia elettrica e termica.Tuttavia può essere sottoposto a ulteriori stadidi raffinazione per la produzione di idrogeno odi altri prodotti chimici (metanolo, DME, etc.)
Gassificazione
58
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
Bilanci di massaa + b + e + f – x = 0 %C2*c + 2*d + 4*e – y - 2*v = 0 %Ha + 2*b + d – z - 2*0.21*j – v = 0 %O2*g - 2*0.79*j = 0 %N
0*** 21 panbk
0*** 22 nepck
0****3 pcandk0***4 dacbk
0***** 2325 pcanedk
GassificazioneCxHyOz + (0.21*O2 + 0.79*N2) + vH2O = aCO + bCO2 +cH2 +dH2O + eCH4 + fCs + gN2
Reaction ∆H [kJ/kmol] Reaction type
R1: C + CO2 = 2CO 172459 endothermic
R2: C + 2H2 = CH4 -74520 exothermic
R3: C + H2O= CO + H2 131293 endothermic
R4: CO2 +H2 =CO + H2O 41166 endothermic
R5: CH4 + H2O= CO+ 3H2 205813 endothermic
Reaction ∆H [kJ/kmol] Reaction type
R1: C + CO2 = 2CO 172459 endothermic
R2: C + 2H2 = CH4 -74520 exothermic
R3: C + H2O= CO + H2 131293 endothermic
R4: CO2 +H2 =CO + H2O 41166 endothermic
R5: CH4 + H2O= CO+ 3H2 205813 endothermic
ReactionReaction ∆H [kJ/kmol]∆H [kJ/kmol] Reaction typeReaction type
R1: C + CO2 = 2COR1: C + CO2 = 2CO 172459172459 endothermicendothermic
R2: C + 2H2 = CH4 R2: C + 2H2 = CH4 -74520-74520 exothermicexothermic
R3: C + H2O= CO + H2 R3: C + H2O= CO + H2 131293131293 endothermicendothermic
R4: CO2 +H2 =CO + H2OR4: CO2 +H2 =CO + H2O 4116641166 endothermicendothermic
R5: CH4 + H2O= CO+ 3H2 R5: CH4 + H2O= CO+ 3H2 205813205813 endothermicendothermic
0***** 2325 pcanedk
pnep
nd
pncp
na
k***
***3
5
ITDTCTBTA
RTJK
2
2
262lnln
Relazioni di equilibrio
OHCH
HCOK24
32
5
Impossibile v isualizzare l'immagine.
RTH
o ekk
riirjjp
Hhh 00 Bilanci di energia
Gassificazione
59
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
V ar ia t io n o f s yn g as co m p o s it io n w ith ER (p =1 b a r T =1100K)
0
5
10
15
20
25
30
0 .2 0 .25 0 .3 0 .35 0 .4 0 .45 0 .5 0 .55
ER
%m
oles CO
CO2
H2
H2O
CH4
syngas composition
0
5
10
15
20
25
30
600 800 1000 1200 1400 1600
T[K]
%m
oles
CO
CO2
H2
H2O
CH4
Fattore di conversione X = (m0
s – m) / m0s
Efficienza energeticaCGE = (mgas ∙ PCIgas) / (m0
s ∙ PCIs)
Gassificazione
60
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
La gassificazione della Biomassa:Le applicazioni
Turbina a Gas
Stirling
61
Impianti di gassificazione
62
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
Reattori a letto fissoImpianti di gassificazione a letto fisso
63
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
Open core downdraft staged downdraft
Impianti di gassificazione a letto fisso
64
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
65
Downdraft Updraft Open core
Tenore idrico (%) < 25 < 60 < 15
Contenuto di ceneri (% sul secco) < 6 < 25 < 20
Dimensioni delle particelle (mm) 20 - 100 5 - 100 1 - 5
T gas in uscita (°C) 700 200 - 400 250 - 500
Tars (g/Nm3) < 0,5 30 - 150 2 - 10
Sensibilità ai cambiamenti di carico sensibile Non sensibile Non sensibile
Hot gas efficiency (full load %) 85 - 90 90 - 95 70 – 80
Cold gas efficiency (full load %) 65 – 75 40 – 60 35 – 50
PCI del gas prodotto (kJ/Nm3) 4.5 – 5.0 5.0 – 6.0 5.5 – 6.0
Impianti di gassificazione a letto fisso
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
66
Reattori a letto fluidoImpianti di gassificazione a letto fluido
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
Reattori a letto fluidoImpianti di gassificazione a letto fluido
67
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
68
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
Tecnologie più mature a confronto
MaturitàTecnologica Commerciali “Commerciali”
Facilità diEsercizio
Discreto livello di standardizzazione (Facilità di esercizio)
Richiedono personale con specifica formazione
Area diapplicazione
Adatti per impieghi in contesti isolati (rurali, piccole comunità), generazione distribuita
Adatti per impieghi in contesti rurali e piccole comunità, distretti industriali,
generazione distribuita
Accesso agli incentivi per la produzione di energia da fonte rinnovabile(DM 6 luglio 2012)
CostoInvestimento 3 ‐ 4 mln €/MWe 4 ‐ 5 mln €/MWe
Costoesercizio 10 – 15 % Costo di investimento
Costi produzione 20 – 25 c‐€/kWhe
Inferiori (tecnologia più semplice, costi di esercizio più bassi)
69
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
Tecnologie più mature a confronto
70
Tipo di processo pirolitico
Temperatura massima di
riscaldamento (°C)
Velocità di riscaldamento
Tempo di residenza
Prodotto principale
Potere calorifico
Carbonizzazione 400 molto bassa Ore - giorni Char, catrame
30 -40 MJ/kg
Convenzionale 600 lenta 5 – 30 min Bio-olio, char, gas
15 MJ/Nm3
(gas)
Lenta 650 abbastanza lenta 0.5 – 5 s Bio-olio,
char, gas -
Fast < 650 alta <1 s Bio-olio 20 – 30 MJ/kg
Flash >650 alta <1 s Bio-olio 20 – 30 MJ/kg
Ultra 1000 molto alta <0.5 s Prod. chimici, gas -
Vuoto 400 media 2 – 30 s Bio-olio 20 – 30 MJ/kg
Idropirolisi <500 alta <10 s Prod.chimici,bio-olio -
Metano-pirolisi >700 alta <10 s Prod.chimici -
Pirolisi
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
Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse
Cogenerazione di energia
72
Cogenerazione
Col termine cogenerazione si indica la produzione ed l’usocontemporaneo di diverse forme di energia, nella maggiorparte dei casi energia elettrica e termica partendo da un'unicafonte (sia fossile che rinnovabile) attuata in un unico sistemaintegrato.
73
• 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
Cogenerazione a combustione interna
Cogenerazione
74
• Separa l’impianto di combustione dal motore primo per la produzionedell’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
Cogenerazione a combustione esterna
Cogenerazione
75
Costituito da un motore primo (topper) e da un utilizzatore dell’energiatermica (bottomer), entrambi per produzione di energia elettrica. Energiatermica per la cogenerazione da entrambi
Ciclo combinato
Cogenerazione
76
77
Cogenerazione
combustione gassificazione
calore Product gas
Motori stirling
Turbina a vapore
ORC
microturbine
Motori endotermici
Celle a combustibile
reformer
EFMTG
Sistemi di cogenerazione
78
Ciclo Rankine – turbina a vapore
• Potenza:
• Funzionamento:
• Condizioni di esercizio:
• Tipo combustibile:
• Efficienza complessiva:
• Rapporto elettricità/calore:
• Vantaggi:
• Svantaggi:
• Periodo di installazione:
• Ciclo di vita:
2,5 – 100 MW
Ciclo Rankine base o con riscaldamento del vapore epreriscaldamento rigenerativo dell’acqua
Pressione fino a 100 barSurriscaldamento fino a 540°C
qualsiasi
55 – 80%
1 – 3 anni
Impiego di qualsiasi combustibileAlta affidabilitàLungo ciclo di vita
Grandi dimensioni e potenzeLenta risposta alle variazioni di carico Alti costi di investimento
max 0.5
25 – 35 anni
Cogenerazione
79
Motori stirling
• Potenza:
• Funzionamento:
•Condizioni di esercizio:
• Tipo combustibile:
• Efficienza complessiva:
• Rapporto elettricità/calore:
• Vantaggi:
• Svantaggi:
• Periodo di installazione:
• Ciclo di vita:
0.1 – 10kW
Conversione di energia chimica del combustibile inenergia meccanica senza combustione ma conemissione di calore
Calore fornito esternamente al cilindro e trasmesso al gasin esso contenuto che si espande e muove il pistone. Ilfluido termodinamico non partecipa alla combustione e leparti in movimento non sono esposte ai prodotti dellacombustione
qualsiasi
70 – 80%
15 – 20 anni
Impiego di qualsiasi combustibileBuone prestazioni con ogni condizione di carico. Silenziosità
0.5 – 1,5
breve
Basse potenze
alpha gammabeta
Cogenerazione
80
Organic Rankine Cycle
• Potenza:
• Funzionamento:
•Condizioni di esercizio:
• Tipo combustibile:
• Efficienza complessiva:
• Rapporto elettricità/calore:
• Vantaggi:
• Svantaggi:
• Periodo di installazione:
• Ciclo di vita:
10 – 2000 kW
Stesso principio del ciclo a vapore, con l’utilizzo difluido di lavoro organico anziché vapore d’acqua.
Pressioni fino a 25 bar, massime temperature di eserciziocirca 200 °C
qualsiasi
50 - 70%
15 – 20 anni
Impiego di qualsiasi combustibile. Possibilità di impiego del calore di cascata.
0.2 – 0.4
breve
Basso rendimento elettrico. Costi elevati
Cogenerazione
81
Motori endotermici1kW – 5 MW
Ciclo OttoCiclo Diesel
Aumento del rapporto di compressione.De-rating del motore.
Combustibili liquidi o gassosi
70 – 85%
Max 1 anno
Versalità di impiego. Buoni rendimentiIl calore recuperato non incide sull’efficienza elettricaDoppia possibilità di cogenerazione (raffreddamento fumi e motore). Buona affidabilità. Bassi costi di investimento
Macchine abbastanza complesse. Elevati costi di manutenzione. Rumorosità. Emissioni elevate
max 0.5
Max 10 anni
• Potenza:
• Funzionamento:
• Condizioni di esercizio:
• Tipo combustibile:
• Efficienza complessiva:
• Rapporto elettricità/calore:
• Vantaggi:
• Svantaggi:
• Periodo di installazione:
• Ciclo di vita:
Cogenerazione
82
Microturbine• Potenza:
• Funzionamento:
• Condizionidi esercizio:
• Tipo combustibile:
• Efficienza complessiva:
• Rapporto elettricità/calore:
• Vantaggi:
• Svantaggi:
• Periodo di installazione:
• Ciclo di vita:
25kW – 250kW
Ciclo Bryton
Combustione con eccesso d’aria (15 – 20%). Tmax = 1300°C. T di uscita dei fumi = 200 – 300°C
Liquido o gassoso, con alto grado di pulizia
70 – 85%
1 – 2 anni
Polialimentazione di combustibileBuone efficienze. Ridotte emissioniImmediata risposta alle variazioni di carico
Alta qualità dei combustibili utilizzatiAlte pressioni di alimentazione Personale specializzato per il funzionamento
0.5 - 1
10 anni
Cogenerazione
83
Microturbine a combustione esterna EFMTG
• Potenza:
• Funzionamento:
• Condizioni di esercizio:
• Tipo combustibile:
• Efficienza complessiva:
• Rapporto elettricità/calore:
• Vantaggi:
• Svantaggi:
• Periodo di installazione:
• Ciclo di vita:
qualsiasi
40 - 50%
15 anni
Impiego di qualsiasi combustibile. Possibilità di impiego del calore di cascata.
0.3
breve
Bassi rendimenti
0,5 – 100 kWe
la camera di combustione viene sostituita da uno scambiatore di calorearia/gas, che innalza la temperatura del fluido fino alle temperatureadeguate per il ciclo di Brayton.
Pressioni max 4,5 bar,massime temperature diesercizio circa 900 °C
Cogenerazione
84
Celle a combustibile
• Potenza:
• Funzionamento:
• Condizioni di esercizio:
• Tipo combustibile:
• Efficienza complessiva:
• Rapporto elettricità/calore:
• Vantaggi:
• Svantaggi:
• Periodo di installazione:
• Ciclo di vita:
1kW – 2MW
Temperatura compresa tra 80 e 1000°C
Idrogeno, metanolo, etanolo
80 - 90%
breve
SilenziositàElevata efficienza in ogni condizione di caricoAssenza di parti in movimentoCostruzione modulareBassissimo impatto ambientale
0.8 – 1.2
breve
Elevati costi inizialiElevati costi di gestione
Conversione di energia chimica delcombustibile in energia elettrica senzacombustione ma con emissione di calore
Celle a combustibile
Cogenerazione
85
Cogenerazionesistemi di gassificazione + cogenerazione
Studi di fattibilità
86
Studi di fattibilitàAzienda MERIDIANA LEGNAMI Srl (Brienza, PZ)Attività: produzione di legname da costruzione, pallet, pellet di legnoScarti di lavorazione: segatura, cippato di legnoProduzione scarti: circa 2500 t/annoConsumi: 267443 KWh/anno energia elettrica
Parametro Unità di misura Biomassa tal quale Biomassa secca
Densità apparente kg/m3 280 ‐ 350 190 ‐ 240
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
KJ/kg 13300 19000
Potere calorifico inferiore
KJ/kg 12390 17700
87
dati di esercizio impianto di cogenerazionePortata biomassa (ar, U = 30%) Kg/h 162
Portata biomassa (U = 10%) Kg/h 126
Input termico kWt 558
Resa di gas combustibile Nm3/kgbiom 2 - 3
Portata di gas combustibile Nm3/h 350
Potere calorifico inferiore gas combustibile KJ/kg 4000 - 5000efficienza 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 - 7700
Energia elettrica prodotta / anno MWhe 847 Energia termica prodotta / anno (al netto dell’essiccazione) MWht 1425
Produzione residui solidi ton/anno 26
Impianto di gassificazione + sistema di cogenerazione con motore endotermico
Studi di fattibilità
costi di investimentopretrattamenti ed essiccazione € 150000
Impianto di cogenerazione € 500000
allaccio alla rete elettrica € 100000
sistema di distribuzione del calore € 25000
sistema di gestione e controllo € 20000
progettazione € 30000
oneri autorizzativi € 20000
TOT € 845000
TOT + IVA (10%, DPR 633 punto 127-quinquies) € 929500
costi di esercizioammortamento impianto € / anno 14246
manutenzione e gestione impianto € / anno 35000
smaltimento ceneri e particolato (120 €/t) € / anno 3149
trasporto ceneri e particolato (100 km, 1,5 €/km) € / anno 315
TOT € / anno 52709
Valore Attuale Netto (VAN) 1032795 €
Tasso Interno di Rendimento (TIR) 14 %
Indice di Redditività (IR) 1,11 -
Tempo di Ritorno 8 anni
Stime economicheTariffa omnicomprensiva (DM 12 Luglio 2012, All. 1, cat. b): 257 €/MWh
Impianto di gassificazione + sistema di cogenerazione con motore endotermico
Flussi in entrata: 197098 €/annoFlusso di cassa: 144389 €/anno
Studi di fattibilità
89
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 funghiScarti di lavorazione: substrati organici esaustiProduzione scarti: 400 t/anno (produzione interna) + 900 t/a (da raccolta aziende limitrofe, 50 – 60 km)Consumi: 264 MWh/ anno energia elettrica
110500 lit/anno gasolio (400 kW)
Parametro Unità di misura Biomassa tal quale Biomassa secca
Densità apparente kg/m3 628 190
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
KJ/kg 5686 16430
Potere calorifico inferiore
KJ/kg 5550 16040
Studi di fattibilità
90
Produzione di energia termica (calore di processo) mediante combustione del materiale di scarto, in sostituzione del combustibile convenzionale (gasolio)
dati di esercizio impianto di combustionepotenza 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 - 270
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 1685
Studi di fattibilità
91
costi di investimentopretrattamenti ed essiccazione € 60000
accumulo ed alimentazione € 20000
sistema di combustione e generazione di aria calda € 200000
sistema di estrazione ed evacuazione ceneri € 30000
sistema di filtrazione e pulizia fumi € 150000
piping e scarico fumi (camino) € 50000
sistema di gestione e controllo € 20000
progettazione € 30000
oneri autorizzativi € 20000
TOT € 580000
costi di esercizioammortamento impianto € / anno 8889
manutenzione impianto (3% dell’intero investimento) € / anno 17400
reperimento combustibile (904 tonnellate) € / anno 5425
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 48467
Produzione di energia termica (calore di processo) mediante combustione delmateriale di scarto, in sostituzione del combustibile convenzionale (gasolio)
mancato acquisto del gasolio (110500 lt/a - 1,25 €/litro) 138125 €/anno
mancato smaltimento substrato esausto
(65 €/t) 13000 €/anno
introiti
Stime economiche
Valore Attuale Netto (VAN) 808399 €
Tasso Interno di Rendimento (TIR) 17 %
Indice di Redditività (IR) 1,39 -
Tempo di Ritorno 7 anni
Studi di fattibilità
92
Azienda GRUPPO IFE Srl (Senise, PZ)Attività: substrati organici per la coltivazione di funghiScarti di lavorazione: substrati organici esaustiProduzione scarti: 80 t/anno (produzione interna) + 700 t/a (da raccolta aziende limitrofe, 50 – 60 km)Consumi: 52500 Nm3/anno gas naturale
20000 lit/anno gasolio (per 157 MWh/a en. elet.)
Parametro Unità di misura Biomassa tal quale Biomassa secca
Densità apparente kg/m3 648 215
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
KJ/kg 6077 16520
Potere calorifico inferiore
KJ/kg 5900 16090
Studi di fattibilità
93
Produzione di energia elettrica mediante impianto di combustione + ciclo ORC, in sostituzione del combustibile convenzionale (gasolio)
Studi di fattibilitàProduzione di energia elettrica mediante impianto di combustione + ciclo ORC, in
sostituzione del combustibile convenzionale (gasolio)
stoccaggio
pretrattamenti edessiccazione
accumulotemporaneo edalimentazione
combustione
motori elettrici
filtrazione e puliziafumi
scarico fumi(camino)
ricezione edestrazione ceneri
Ciclo ORC
aria di combustione
energia elettrica
fumi
fumi
ricircolo fumi in camera di combustionerecupero termico per essiccazione
ceneri
vapore
biomassa
smaltimento residui solidi
biomassa
fumi
energia elettrica
dati di esercizio impianto di cogenerazionep
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
Portata biomassa (tal quale ton/a 2840
Input termico kWt 1225efficienza di conversione energetica dell’impianto % 85
efficienza elettrica ciclo ORC % 9,6
rendimento elettrico complessivo % 8,2
Studi di fattibilità
95
introiti
Voce di entrata Unità di misura Costo
Mancato consumo di gasolio (1,5 €/lit) € / anno 24910
Incentivo statale (tariffa omnicomprensiva 257€/MWh + premio basse emissioni 30 €/MWh)
€ / anno 85756
Mancato smaltimento in discarica degli scarti(80/ton, 65 €/ton)
€ / anno 5200
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 17400
reperimento combustibile (2760 ton, 70 km) € / anno 19321
smaltimento ceneri e particolato (120 €/t) € / anno 20756
trasporto ceneri e particolato (100 km, 1,5 €/km) € / anno 2076
gestione e acquisto reagenti € / anno 14500
Costi manutenzione su costo complessivo impianto % 3
Tasso di attualizzazione % 4
vita utile impianto anni 20
96
Stime economiche
Studi di fattibilità
BIOMASSA Gas Comb., H2, Syngas for BioFuels; SMG …
Step chiave allaMaturità tecnologica
Step chiave allaMaturità tecnologica
Il ruolo dell’attività di R&S
Maturità e fruibilità Tecnologia
Design e modellazione
reattori
Gas cleaning e condizionamento
Efficienza negli usi finali
Integrazione e scale‐up di impianto
Integrazione FER (Biomasse e
Solare)
Ridurre i costi di produzione dell’energiaSupportare il settore industriale nello sviluppo e nella commercializzazione delle nuove tecnologiePromuovere lo Sviluppo del territorio e la gestione sostenibile delle risorse
97
Biomassa Syngas
Aria
Vapore
Le Tecnologie di gassificazione c/o il CR ENEA‐Trisaia
AriaPCI: 4‐5 MJ/Nm3
Aria/Vapore
ComponentE %Vol.H2 20CO 21CH4 4N2 40CO2 6H2O 9
COMPOSIZIONE SYNGASComponente %Vol.H2 10 ‐ 15CO 15 ‐ 25CH4 1 ‐ 3N2 40 ‐ 54CO2 15 ‐ 20
Syngas
Aria
ZonaCombustione
Letto Fisso controcorrente (updraft)Taglia: 150 kWt
Impiego: Prod. elettrica via motore Stirling (MCI previo gas cleaning)
Letto Fisso equicorrente (downdraft) Taglia: 150‐450 kWt
Impiego: Produzione elettrica via MCI
Biomassa
VaporeAria
Syngas
Gas Combusto Componente %Vol.
H2 34 ‐ 38
CO 22 ‐ 25
CH4 9 ‐ 10
CO2 21 ‐ 26
N2 9 ‐ 10
Impiego: Prod. elettrica via MCI e HTFC,Biofuels : SNG, FT, MeOH, DME
Letto fluido bollente con ricircolo interno Taglia: 1000 kWt
Aria arricchita/O2/VaporePCI: 9‐11 MJ/Nm3
Impiego: Prod. elettrica via MCI e HTFC (es. SOFC); Biofuels : SNG, FT, MeOH, DME
Componente %Vol.H2 28 ‐ 30CO 24 ‐26CH4 6 ‐ 8CO2 34 ‐36C2+ 4
Biomassa
OssigenoVapore
Syngas
Aria/VaporePCI: 10‐12 MJ/Nm3
COMPOSIZIONE GAS SECCO
COMPOSIZIONE GAS SECCO
COMPOSIZIONE GAS SECCO
Letto fluidizzato ricircolante (FICFB)Taglia: 500 kWt
Bioraffineria e chimica verde
Zuccheri C5
Zuccheri C6
C6 Aromatici
microrganismi
BIOREATTOREIdrolisi &
Fermentazione
COLONNADISTILLATIONE
BioEtOH
Enzimi
http://polymerinnovationblog.com/second‐generation‐biomass‐feedstock‐6‐payoff‐renewable‐chemicals‐polymers/
CELLULOSA
EMICELLULOSA
LIGNINA
99
Grazie!
100
Giovanni StoppielloENEA DTE BBC TER
Strada Statale Jonica 106, km 419,575026 Rotondella (MT)
giovanni.stoppiello@enea.itTel: +39 0835 974427