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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);

6

Tipologie biomassa e impieghi a fini energetici

7

Tipologia biomasse combustibili

8

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

10

11

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)

20

FER elettriche 5390 M€/Y al 31/12/2014 (Totale Bioenergie elettriche 2.765 M€/y)


Tetto incentivo FER elettriche (non FV) : 5,8 M€/Y (DM 6 Luglio 2012)


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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

24

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

25

Distribuzione complessiva dei residui erbacei edarborei su scala provinciale (kt/anno s.s.)

[email protected]

Disponibilità potenziale di residui in Italia

27

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.)

28

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.)

[email protected]

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

30

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

44

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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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

48


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


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


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


Alimentazione:ciocchi di legnabriquettes di legna

CaminettiPn: 5÷10 [kW]


a tiraggio naturalea tiraggio forzato

Immissione aria:a focolare apertoa focolare chiuso

: 40÷70 %

52


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


: 60÷80 %

53


Pn: 6÷15 [kW]

Stufe a legnaImpianti di combustione

: 70÷85 %

riscaldamento degli ambienti

Alimentazione Ciocchi di legnaBriquettesPellets


54


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



: 70÷85 %


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


: 85÷95 %

56


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


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


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


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


La gassificazione della Biomassa:Le applicazioni

Turbina a Gas

Stirling

61

Impianti di gassificazione

62


Reattori a letto fissoImpianti di gassificazione a letto fisso

63


Open core downdraft staged downdraft

Impianti di gassificazione a letto fisso

64


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


66

Reattori a letto fluidoImpianti di gassificazione a letto fluido


Reattori a letto fluidoImpianti di gassificazione a letto fluido

67


68


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


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


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


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:




• Vantaggi:

• Svantaggi:


• 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:




• Vantaggi:

• Svantaggi:


• 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:





• Vantaggi:

• Svantaggi:


• Ciclo di vita:

Cogenerazione

82

Microturbine• Potenza:

• Funzionamento:

• Condizionidi esercizio:




• Vantaggi:

• Svantaggi:


• 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:





• Vantaggi:

• Svantaggi:


• 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


• Potenza:

• Funzionamento:





• Vantaggi:

• Svantaggi:


• 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


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


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


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)


Densità apparente kg/m3 628 190

Contenuto idrico wt % 65,39 ‐

Ceneri wt % 5,61 16,20




KJ/kg 5686 16430


KJ/kg 5550 16040


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


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



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


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.)


Densità apparente kg/m3 648 215

Contenuto idrico wt % 63,21 ‐

Ceneri wt % 5,59 15,20




KJ/kg 6077 16520


KJ/kg 5900 16090


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


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



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


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



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)

[email protected]: +39 0835 974427

Tecnologie di conversione delle biomasse - bologna.enea.it · Biomasse Definizione: “biomassa”...

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