Corso ed aggiornamento professionaleper Energy Managers

NAPOLI  29 ottobre 2010

ENERGIA DA BIOMASSESTUDI DI FATTIBILITA’

Ing. Giacobbe BRACCIO (e-mail: giacobbe.braccio @ enea.it )

Tel 0835-974387

2

Sintesi

• Caratteristiche energetiche  

• Processi di conversione 

• Tecnologie disponibile per produzione decentrata e cogenerativa

• Attività Enea

3

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’acqua  coltura, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani”. 

Direttiva comunitaria (Dir.  2009/28/CE) sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, con il termine 

4

Tipologia biomasse combustibili

5

Trasformazioni energeticheTrasformazioni energetiche

ESTRAZIONE OLITERMOCHIMICI

digestioneanaerobica

fermentazione alcolica

combustione

BIOLOGICI

esterificazione

Biomassa

biodieseletanolo

bio-oliosyn-gascarbone

syn-gas

bio-gasCALORE

gassificazionepirolisi

6

Combustione diretta:– impiegata quasi  esclusivamente per  la produzione di  energia  elettrica  tramite 

impianti di potenza media  intorno ai 5‐10 MW– rendimento elettrico del 20‐25% e consumi  specifici di biomassa di circa 1‐1,4 

kg/kWh

• trasformazione  in  biocombustibili liquidi  (biodiesel da  specie  oleaginose  e bioetanolo da specie zuccherine e amidacee):– tecnologie  di  produzione  da  colture  agricole  dedicate  ormai  consolidate, 

produzione in costante aumento 

• produzione di biogas da fermentazione anaerobica di reflui zootecnici, civili o agroindustriali

Tecnologie mature per valorizzazione energetica biomasse

7

• Gassificazione biomassa:Il processo consiste nella trasformazione di un combustibile solido in combustibile gassoso i   

componenti combustibili presenti nel gas prodotto sono CO, H,  idrocarburi;

– Le tecnologie più diffuse sono quella a letto fisso e quella a letto fluido, la ricerca èfocalizzata allo sviluppo di  processi di gassificazione finalizzati a produrre gas di qualità e basso contenuto di catrami, nonché a tutta le sezioni  di purificazione. 

– Altro interesse forte  per la gassificazione è la produzione di combustibili liquidi  sun‐diesel

• Produzione di bioetanolo da lignocellulosiche

Tecnologie più distanti dalla maturità• gassificazione per produzione di combustibili liquidi  sun‐diesel

• Pirolisi delle biomasse per produzione di biolii

TECNOLOGIE VICINE ALLA MATURITA’

8

ProprietProprietàà delle delle biomassebiomasse residualiresiduali

Tipo

P.C.I. 

[MJ/kg]

ss

Densità[kg/m³]

Densità

energetica

[GJ/m³]

Dimensioni tipiche

[ø mm]

Ceneri

[%]

ss

Legno catasta 17‐19 280‐600 4,4‐9,3 50‐250 0,1‐3

Cippato 17‐19 200‐300 3,1‐4,7 5‐30 0,1‐3

Segatura 17‐19 170‐250 2,6‐3,5 0,1‐0,5 0,1‐3

Paglia di frumento 17,6 40‐350 0,6‐5,2 2‐5 7‐9

Stocchi di tabacco 17,8 40‐70 0,6‐1 2‐5 2‐3

Potatura di olivo 17,8 90‐200 1,4‐3 10‐80 4‐5

Lolla di riso 18 110‐130 1,6‐1,9 2‐4 16‐19

Sansa esausta 19,7 400‐500 6,6‐8,4 0,1‐4 4‐6

Potere calorifico di alcuni combustibili tradizionali [MJ/kg]:

Gasolio 42

Gas naturale 48

Carbone 29

Idrogeno 120

Atlante sulle biomasse in Italia

05

1015

2025

30

S2

S1

SS

SAS

CS

CWCEC

NCN

NE

NW

Pro

duzi

one

(t h

a-1)

Aru

ndo

Mis

cant

o P

anic

oC

ardo

Sor

goG

iraso

leC

olza

Energy Crops Productivity (Herbaceous & oilseed)

GIS Web Site

Forests

Pruning Waste Productivity

www.atlantebiomasse/enea.it

Obiettivo UE per ITALIAObiettivo UE per ITALIA

Le fonti rinnovabili devono raggiungere 

almeno il

17%dei consumi finali di energia al 2020

PIANO DI AZIONE PER LE RINNOVABILI 

Piano di azione nazionale per le energie rinnovabili

2,25 Mtep TOTALE BIOMASSE               9,8 Mtep

0,4 Mtep

1,65 Mtep

1,8 Mtep

5,5 MtepRiscaldameno / raffrescamento

Elettricità2005 2020

Biofuels lordi 

0,2  Mtep 2,5  Mtep

BIOMASSE

6,94 Mtep TOTALE FR x ob. 17%           22,3 Mtep

Piano di azione nazionale per lPiano di azione nazionale per l’’utilizzo delle utilizzo delle BiomasseBiomassedi cui alla Direttiva 2009/28/CEdi cui alla Direttiva 2009/28/CE

TOTALE BIOMASSE         9,85 Mtep

0,4 Mtep

1,65 Mtep

1,80 Mtep

5,52 MtepRiscaldameno / raffrescamento

Elettricità

20052020

Biofuels0,2  Mtep 2,53  Mtep

BIOMASSE

6,94 Mtep Fonti Rinnovabili

9,11 Mtep

9,52 Mtep

2,91  Mtep

2020

2,25 Mtep 21,54 Mtep

FR x ob. 17%

Tot FR

Piano di azione nazionale per lPiano di azione nazionale per l’’utilizzo delle Biomasse utilizzo delle Biomasse di cui alla Direttiva 2009/28/CEdi cui alla Direttiva 2009/28/CE

TREND PREVISTO al 2020

15

UTILIZZO  TERMICO DELLE BIOMASSE

16

La legna da ardere in pezzi

E’ tradizionalmente la forma di legno a uso energetico più diffuso

Potere calorifico 2000-3000 kcal/kg (%U);

Spesso e’ autoprodotta

Costo: 8-15 €/quintale).

17

USI TERMICI - Il legno cippato

Legno vergine sminuzzato: residui delle potature boschive ,

agricole o urbane, sottoprodotti delle segherie e il legno

proveniente da impianti di SRF.

Potere calorifico 2000-3500 kcal/kg (%U);

Immagazzinabile in silos;

Costo limitato (8-15 €/quintale).

3 kg cippato=

1 litro gasolio=

1,23 Nmc CH4

18

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

gasolio metano GPL legna cippato pellet

EUR

O/M

Wh

Costo di esercizio relativo ai diversi combustibili(riferito al calore utile)

19

Italian Position Paper September  2007 Heating, cooling biofuels

•

20

Italian Position Paper September  2007 Electricity

•

21

Energia Elettrica da Energia Elettrica da biomassebiomasse Aspetti  EconomiciAspetti  Economici

A differenza di altre fonti rinnovabili (eolico, solare) l’energia non ègratuita.

Tranne che per situazioni molto vantaggiose, in cui esiste una cospicua produzione locale, il costo totale del combustibile varia tra 2÷5 c€/kg.

Con un rendimento del 25% il costo del kWh prodotto è all’incirca uguale a quello convenzionale, senza contare ammortamento e manutenzione dell’impianto.

Il confronto economico è sfavorevole in quanto avviene con un combustibile defiscalizzato.

La tecnologia deve essere adeguatamente supportata dal punto di vista economico (Certificati Verdi).

22

Consumo specifico di biomassa elevato per il basso rendimento elettrico (1÷1,2 kg per kWh prodotto).

Gestione dei flussi della materia prima complessa ed onerosa per potenze elevate (circa 100.000 t/a per un impianto da 10 MWe con alto coefficiente di utilizzo).

Rischi tecnici e finanziari molto elevati per grosse potenze (> 50 MWe); alto costo specifico di investimento e bassa efficienza per piccole potenze.

Fattore di utilizzo reale molto basso per problemi tecnici e di disponibilità della materia prima

L’efficienza globale di conversione aumenta notevolmente con la cogenerazione, ma è richiesta un’utenza termica relativamente vicina ed a carattere non stagionale.

LimitazioniLimitazioni

23

Rappresenta sicuramente la problematica più critica.  Le ragioni possono essere ricondotte a:

stagionalità di alcuni prodotti  presenti solo in alcuni periodi;incremento  della  domanda  e  competizione  con  altri  settori    (es.:  industria  del pannello truciolare);aumento del numero delle centrali a biomassa in aree relativamente vicine.

Una  centrale  da  10  Mwe richiede    80‐90.000  ton/ss il  che  significa dedicata  di 4‐5.000 ettari  

EFFETTO INDOTTOUtilizzo in alcuni casi nei grossi impianti di biomassa importata

OCCORRE QUINDIIncentivare  i  piccoli  impianti  che  utilizzano  le  biomasse locali    utilizzando possibilmente tecnologie ad alta efficienza

Approvvigionamento delle biomasse

24

Sintesi Impianti cogenerativi di piccola scala

• MCI a biocombustibili (biodiesel, bioetanolo, olii vegetali tal quali)

• MCI  accoppiati a gassificatori o digestori

• Turbine a gas 

• Cicli ORC (Oramat, turboden etcc.)

• Motori stirling

• Motori spilling

• etcc

Principio termodinamico: il Ciclo ORC

Il turbogeneratore utilizza l’olio diatermico ad alta temperatura per preriscaldare e vaporizzare un adatto fluido organico di lavoro nell’evaporatore (8→3→4). Il vapore organico espande nella turbina (4→5), che èdirettamente collegata al generatore elettrico attraverso un giunto elastico. Il vapore passa attraverso il rigeneratore (5→9) e in questo modo preriscalda il fluido organico (2→8). Il vapore viene poi condensato nel condensatore (raffreddato dall’ acqua di raffreddamento) (9→6→1). Il liquido organico viene infine pompato (1→2) nel rigeneratore e da qui nell’evaporatore, completando così la sequenza di operazioni nel circuito chiuso.

25

CHP – Reti di teleriscaldamento

SENZA ORC

CON ORC

UTENTETERMICO

CALDAIA ABIOMASSA

BIOMASSA

Acquacalda

Acquafredda

UTENTE TERMICO

BIOMASSAAcquafredda

CALDAIA ABIOMASSA

Olio diatermico

Energia elettrica

Acquacalda

ORC

26

Impianto ORC – prestazioni 

Efficienza elettrica netta: circa 20%

Efficienza energetica totale: 98%

Efficienza elettrica netta: circa 20%

Efficienza energetica totale: 98%

Energia termica dall’olio diatermico

100 %

20 % Energia Elettrica alla rete

2 %Perdite termiche (irraggiamento e perdite del generatore)

78%Calore ad utenze termiche

27

Ciclo ORC cogenerativo

28

Taglie Standard  e prestazioni tipiche impianti CHP

29

TURBODEN 4 CHP

TURBODEN 6 CHP

TURBODEN 7 CHP

TURBODEN 10 CHP

TURBODEN 14 CHP

TURBODEN 18 CHP

TURBODEN 22 CHP

INPUT ‐ Olio diatermicoTemperatura Olio  (in) °C 300 300 300 300 300 300 300Temperatura Olio  (out) °C 240 240 240 240 240 240 240Potenza termica in ingresso kW 2300 3240 3815 5140 6715 9790 12020OUTPUT ‐ Acqua CaldaTemperatura Acqua Calda (entrata/uscita) °C 60/80 60/80 60/80 60/80 60/80 60/90 60/90Potenza Termica all’Acqua (out) kW 1854 2565 3038 4081 5313 7834 9601PRESTAZIONIPotenza elettrica attiva lorda kW 427 641 737 1016 1339 1863 2304Efficienza elettrica lorda 0,186 0,198 0,193 0,198 0,199 0,190 0,192Autoconsumi elettrici kW 21 30 35 48 58 79 97Potenza elettrica attiva netta kW 406 611 702 968 1281 1784 2207Efficienza elettrica netta 0,177 0,189 0,184 0,188 0,191 0,182 0,184

Configurazione impianto Single Skid Single Skid Single Skid Multiple Skid Multiple Skid Multiple Skid Multiple SkidConsumo Biomassa* Kg/h 1106 1558 1834 2471 3228 4707 5779

Taglie Standard  e prestazioni tipiche di impianti CHP (cogenerativi)

Generatore elettrico

*Assumendo potere calorifico della biomassa = 2,6 kWh/kg ed efficienza della caldaia=0,80. La caldaia ad olio diatermico non è compresa nello scopo di fornitura Turboden.

asincrono,  trifase, B.T. 

400V

asincrono, trifase, B.T. 

400V

asincrono,  trifase, B.T. 

400Vasincrono, 

trifase, B.T. 400V

asincrono,  trifase, B.T. 

400Vasincrono,  

trifase, B.T. 660V

asincrono, trifase, B.T. 

660V

Fonte: Turboden

30

Principali caratteristiche degli ORCPrincipali caratteristiche degli ORC

Rendimento elettrico globale limitato al 15÷20% per l’assenza di surriscaldamenti e l’utilizzo di una caldaia ad olio diatermico (efficienza dell’80÷85%).

Campo di applicazione tipico 500÷2500 kW (in fase di sviluppo anche sistemi di piccolissima taglia).

Compattezza (anche per l’assenza del surriscaldatore).

Flessibilità di funzionamento.

Affidabilità, silenziosità e ridotta necessità di manutenzione.

Possibilità di gestione da parte di personale non in possesso di abilitazioni specifiche (a differenza dei generatori di vapore).

Costi intorno a 4 k€ per kWe nel caso di un ORC funzionante in cogenerazione.

Costi di massima ORC

31

Pel Pt costo

[kW] [kW] [k€]

550 2500 2800 ÷ 3500

1150 5500 3300 ÷ 4100

2000 10000 5400 ÷ 6700

Fonte: Turboden

32

Tecnologie utilizzabiliTecnologie utilizzabili

gassificazione a letto fisso

downdraft con MCI

combustione con turbina ORC

gassificazione a doppio letto fluido con

MCI

combustione con turbina a vapore

100 500 1.000 2.500 5.000

400

50 10.000 50.000

800 4.000 8.000 20.000 40.000 80.000 400.000

potenza alimentabile (kW)

necessità annua biomassa (tonnellate)

Energia elettrica da Energia elettrica da biomassebiomasse

33

Gassificazionebiomassa

34

Elementi chiaveElementi chiave

LIMITAZIONI:

costi d’impianto maggiori rispetto ai sistemi convenzionali

complessità per applicazioni specifiche (produzione H2)

rischi tecnici e finanziari ancora elevati per applicazioni su larga scala

I combustibili gassosi presentano notevoli vantaggi rispetto a quelli solidi:

facilità di trasporto e distribuzione

elevato rendimento di combustione

minor tasso di emissione di inquinanti

elevata temperatura di combustione con conseguente possibilità di alimentare cicli ad alta efficienza

35

LL’’agente di agente di gassificazionegassificazione

aria: è la tecnologia più semplice ma il gas prodotto (gas di gasogeno) ha basso potere calorifico perché contiene una grande quantità di azoto che lo diluisce.

ossigeno: l’assenza di azoto consente di ottenere un vettore a medio potere calorifico

vapore: è più economico dell’ossigeno ed il gas ottenuto ha un contenuto di idrogeno superiore, ma il processo è endotermico.

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

• PCI del gas naturale circa 35 MJ/Nm³

• Un gas molto diluito non può essere trasportato su lunghe distanze

• Un gas con PCI < 7 MJ/Nm³può causare un sensibile abbassamento del rendimento in motori e caldaie

36

flusso traverso

(cross-flow)

equicorrente(down-draft)

controcorrente (up-draft)

fisso

fluido circolante

bollente

tipo di letto

pressioneatmosferici

pressurizzati

Classificazione dei Classificazione dei gassificatorigassificatori

37

LETTO FISSO 

UpdraftControcorrente

Down-draftEquicorrente

350÷400 °C

200 °C

38

LETTO FLUIDO

BollenteCircolanteV=1 ÷2 m/s

V=>4 m/s

39

Applicazioni termicheApplicazioni termiche

Gassificatoritermici

• sono già disponibili sul mercato• vengono utilizzati per produrre gas per

caldaia o centrale di teleriscaldamento• numerosissimi sono gli impianti di piccola

taglia operanti nei paesi in via di sviluppo (alimentazione di fornaci o essiccamento del tè)

• le tecnologie più usate sono quella a letto fisso updraft e quella a letto fluido circolante

• potenze installate fino a 40 MW

Cofiring in centrali termoelettriche

preesistenti

• è una tecnologia in grande sviluppo • il gas viene usato come combustibile

addizionale al carbone o gasolio• date le elevate capacità, la

tecnologia usata è quella a letto fluido

40

Generazione elettricaGenerazione elettrica

Gassificatoria letto fisso

• sono ad un buon livello di sviluppo

• vengono accoppiati con motori a combustione interna in genere con cogenerazione

• possono basarsi sia sulla tecnologia updraft sia su quella downdraft

• le potenze sono tipicamente inferiori a 1 MWe

Gassificatoria letto fluido

• si tratta di un’applicazione in fase di consolidamento

• tipicamente alimentano turbine a gas con produzione di calore combinata

• le potenze sono comprese tra 1÷5 MWe

Gassificatoriintegrati in

cicli combinati

• sono ancora in fase di studio e validazione

• alimentano turbine a gas con ciclo a vapore in cascata ed eventuale cogenerazione

• le potenze attualmente non superano i 10 MWe ma un pieno sfruttamento si ottiene a taglie più elevate

41

Alcuni impianti industriali

42

Fluid Bed Gasifier Güessing Austria)

Two Stages Two Stages Viking Viking GGasifierasifier at DTU (Denmark)at DTU (Denmark)

Separated Separated pyrolysispyrolysis andandgasificationgasificationTar conversion zone for Tar conversion zone for

pyrolysispyrolysis gasgas-- no tar in gas no tar in gas -- nor in wastenor in waste-- high efficiencyhigh efficiency

TwoTwo--Stage GasificationStage Gasification

44

Attività Enea

45

Impianti a letto fisso P= 30-80 KWe

PRODUCT GAS

BIOMASS

PRODUCT GASPRODUCT GAS

AIR

THERMOCOUPLE

NOZZLE

REFRACTORY

WALL

COMBUSTION

REDUCTION

ZONE

CYLINDRICAL

CHAMBER

Caratteristiche gas prodottoH2:10÷15%; N2:44÷53%; CH4:1÷3%; CO:15÷22%; CO2: 14÷20%

resa gas : 2,85 Nmc/kgPCI gas: 1260 Kcal/Nmc

rendimento gassificazione: 0,85rendimento motore: 0,21rendimento totale: 0,18consumo specifico: 1,17 kg/kWh

46

Impianto Steam gassification Reattore

0 %vol2 %volC2H6,

3%3%N2

39 %volH2

0 %vol10 %volCH4

33 %vol25 %volCO11 %vol21 %volCO2

Withcatalyst.

withoutcatalyst.

Gaseous productsCharacteristics of the gas

53 %vol

dati sper.

21 %vol

20 %vol

20 %vol

33 %vol

6 %vol

0.2 %volPCI 11400 KJ/Nmc

Internamente ricircolato con separazione della zona dicombustione da quella di gassificazione

gassificazione a vapore, potenza 500 kWt.

gassificatore a letto bollente con circolazione interna (FICFB)

gas prodotto “nitrogen free”

letto catalitico

4747

BIOCARBURANTI

Obiettivi Comunitari:

20%  di riduzione  emissioni gas serra al  2020

20% di incremento di efficienza energetica al  2020

20%  di copertura da rinnovabili del mix energetico primario al  2020

10% di biocarburanti nei trasporti  al 2020 (direttiva 17/12/2008 introduce il criterio di sostenibilità e calcolo sull’effetto serra)

48

Italia ‐ Biocarburanti

(Italian Position Paper september 2007)

• Carburanti per autotrazione, al 2020 consumo stimato  40 milioni di tonnellate al 2020. Per produrre 5,5 milioni di tonnellate necessarie per coprire il 10% dell’energia equivalente da biocombustibili, sarebbe necessario dedicare una superficie agricola pari a 5 milioni di ettari, pari al 16,7% dell’intera superficie territoriale del paese. 

• L’Italia ne potrebbe produrre al massimo 800.000 ‐ 1.000.000 tonnellate all’anno, dedicando per questo scopo una superficie agricola di circa 600.000 ettari (0,61 MTep).  

• Ricorrere alle importazioni è dunque inevitabile se vogliamo raggiungere un tale ambizioso obiettivo

48

4949

Italian Position Paper September  2007  biofuels

Ing. Giacobbe Braccio ENEA – Ente per le Nuove tecnologie, l’Energia e l’AmbienteCentro Ricerche TRISAIASEZIONE BIOMASSE

50

Idrolisi

Zuccheri

PROCESSI BIO-CHIMICI

bioETANOLO

Pre-trattamento

I processi per la trasformazione delle biomasse in biocombustibili liquidi

Gassificazione

Pirolisi

Liquefazionediretta

CO + HCO + H22

BIOBIO--OLIOOLIO

F.Tropsch

SUNDIESEL

PROCESSI TERMO-CHIMICI

Biomasselignocellulosiche

Pianteoleaginose Spremitura/estrazione

Olio vegetale

Trans-esterificazione

Colture zuccherine/amidacee

51

Materiale lignocellulosico 530 kg

Foglie, fusto,etccellulosa 220 kg 112 kg etanoloaltri zuccheri 190 kg 97 kg etanolo (R&D)

lignina e al. 120

Granella 470 kg290 kg amido 150 kg etanolo

210 kg etanolo

1000 kg (base secca, ceneri escl.)

Da 1 ha coltivato a mais 4300 litri di etanolo (1650 da granella +2650 lignocellulosa)

Produzione integrata di etanolo da biomasse

IEA ‐ Status of Technologies 

BIOENERGY – A SUSTAINABLE AND RELIABLE ENERGY SOURCE - A review of status and prospects - IEA BIOENERGY: ExCo: 2009:05

Sou

rce:

E4t

ech,

200

9

IEA ‐ Status of Biofuels ‐

BIOENERGY – A SUSTAINABLE AND RELIABLE ENERGY SOURCE - A review of status and prospects - IEA BIOENERGY: ExCo: 2009:05

1. Fischer-Tropsch2. Dimethylether

Sintesi  servizi avanzati a supporto di iniziative industriali 

Analisi della disponibilità delle biomasse sul territorio nazionale

Sviluppo processi per l’ottenimento di syngas  

Sviluppo componenti innovativi per la pulizia del syngas

Formulazione di syngas per la sintesi di biofuels di 2a generazione

Trattamenti termofisici di biomasse residuali per ottenimento biofuels  e 

chemicals

Caratterizzazione biomasse e biofuels mediante laboratori avanzati

Tecnologie e servizi avanzati  

5.00015.000

10.0005.000

65.000

77.500

27.500

25.000

20.000

Biomasse

Eolico

Fotovoltaico

Biogas

Solare Termoelettrico

Geotermia

Idroelettrico

RSU

Altro

Occupazione potenziale in Italia nel settore delle fonti rinnovabili al 2020

Fonte IEFE

Totale addetti 250.000

Ing. Giacobbe Braccio ENEA – AGENZIA NAZIONALE PER LE NUOVE TECNOLOGIE,L’ENERGIA E LO SVILUPPO ECONOMICO SOSTENIBILE SEZIONE BIOMASSE

56

Per ulteriori Per ulteriori informazioniinformazioni……

http://www.enea.ithttp://www.enea.ithttp://www.trisaia.enea.ithttp://www.trisaia.enea.it

AGENZIA NAZIONALE PER LE NUOVE TECNOLOGIE,L’ENERGIA E LO SVILUPPO ECONOMICO SOSTENIBILE

SEZIONE BIOMASSECentro Ricerche TRISAIA