Milano 20 Aprile 2016

Tecnologie per un utilizzo efficiente ed efficace

delle biomasse anche in funzione dell’utilizzo

energetico previsto.

Giacobbe Braccio

Divisione Bioenergia Bioraffineria e Chimica verde

ENEA

Convegno ATI- Ordine Ingegneri provincia Milano: Biomasse come vettore energetico: quali prospettive

1

GIS Energy crops Processi termochimici Biofuels di 2nd generazione Chimica Verde, biomateriali

Combustione Biomasse Mappatura Biomasse

Digestione Anaerobica Biodiesel Alghe

Processi biologici (glicerolo, bioidrogeno)

Dipartimento ENERGIA

Divisione Bioenergia Bioraffineria e chimica verde

LCA –Digestione anaerobica

Conversione Fisica

Olio Combustibile

Spremitura

Conversione Termochimica

BioOlio, BioChar, Gas

Calore

Gas Combustibile

Combu-stione

Gassifica-zione

Pirolisi

Conversione Biologica

Etanolo Biogas

Fermenta-zione

Digestione

Tipologia biomasse e utilizzi a scopo energetico

Energia termica Energia elettrica Biocarburanti Biochemicals

biomassa vegetale, scarti agricoli

U% > 50 C/N ~ 25-30

U% < 35 C/N > 30

U% < 50 C/N > 30

Piante e residui cellulosici, amidacei e zuccherini – residui fermentascibili,

reflui animali, FORSU

Piante e residui oleaginosi: colza, soia,

girasole, …

Lignocellulosiche Amidacee Organici

Oleaginose

Piante da fusto, residui della silvicoltura, scarti

lavorazione del legno, …

Contatore Bioenergie Elettriche

Totale contatore 5649 M€/y

- Bioenergie 2730 M€/Y = 48%-

- Biomasse solide 764,8 =13,5 % - Biomasse solide piccoli impianti

circa 110 M€ (2 % incentivi)

Modalità di accesso agli incentivi per impianti a biomassa

5

Accesso agli incentivi per impianti nuovi, riattivazioni, integrali ricostruzioni e potenziamenti (DM 12 Luglio 2012): 3 percorsi in funzione della potenza installata

Tipologia di incentivi per la produzione di energia da biomasse

6

Tariffa omnicomprensiva (potenza nominale fino a 1 MW)

DM 6 luglio 2012: All. 1 – Vita utile convenzionale, tariffe incentivanti e incentivi per i nuovi impianti

Bozza Nuovo Decreto ….

biomasse

a) Prodotti di origine biologica di cui alla tabella 1-B

Potenza (kW) anni €/MWh

1 < P ≤ 300 20 210

300 < P ≤ 1000 20 150

1000 < P ≤ 5000 20 115

P > 5000 - -

a) Sottoprodotti di origine biologica di cui alla tabella 1-A d) Rifiuti non provenienti da raccolta differenziata diversi da quelli di cui alla lettera c)

1 < P ≤ 300 20 246

300 < P ≤ 1000 20 185

1000 < P ≤ 5000 20 140

P > 5000 - -

c) Rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è determinata forfettariamente con le modalità di cui all’Allegato 2 del DM 6 Luglio 2012

1 < P ≤ 5000 20 165

P > 5000

20 119

Vita utile convenzionale, tariffe incentivanti e incentivi per i nuovi impianti –

CONTINUA E SI RAFFORZA L’INTERESSE VERSO I PICCOLI IMPIANTI DISTRIBUTI DI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA < 200 KWE

Biomasse e rifiuti

Processi Termochimici

Pirolisi Gassificazione Combustione

Flue gas (N2+ CO2 + H2O) Ceneri

Syngas (CO, H2, CH4, CO2, N2) Char

Syngas (CO, H2, CH4, CO2) Char Oli

Processi

Prodotti

ER ~ 0.25 ER = 0 ER > 1 Rapporto

d’equivalenza

O2 eff/O2 stech

T ~ 1200°C T ~ 800-900°C T ~ 500°C

Processi termochimici per la valorizzazione di biomasse e rifiuti

Bilanci di massa a + b + e + f – x = 0 %C

2*c + 2*d + 4*e – y - 2*v = 0 %H

a + 2*b + d – z - 2*0.21*j – v = 0 %O

2*g - 2*0.79*j = 0 %N

0*** 2

1 panbk

0*** 2

2 nepck

0****3 pcandk

0***4 dacbk

0***** 232

5 pcanedk

Gassificazione CxHyOz + l (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+ 3H

2 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+ 3H

2 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 +H

2=CO + H

2O 4116641166 endothermicendothermic

R5: CH4

+ H2O= CO+ 3H

2 R5: CH

4+ H

2O= CO+ 3H

2 205813205813 endothermicendothermic

0***** 232

5 pcanedk

pn

ep

n

d

pn

cp

n

a

k

***

***

3

5

IT

DT

CTBTA

RT

JK

2

2

262lnln

Relazioni di equilibrio

OHCH

HCOK

24

3

25

RT

H

o ekk

riir

jjp

Hhh 00 Bilanci di energia

Gassificazione

9

Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse

Variation of syngas composition with ER (p=1 bar 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

ole

s CO

CO2

H2

H2O

CH4

syngas composition

0

5

10

15

20

25

30

600 800 1000 1200 1400 1600

T[K]

%m

ole

s

CO

CO2

H2

H2O

CH4

l

T

Fattore di conversione X = (m0

s – m) / m0s

Efficienza energetica CGE = (mgas · PCIgas) / (m0

s · PCIs)

Gassificazione

10

Processi termochimici e impianti di conversione delle biomasse

Biomassa Syngas

Aria

Vapore

Le Tecnologie di gassificazione (Impianti C/O Enea)

Aria PCI: 4-5 MJ/Nm3

Aria/Vapore

ComponentE %Vol.

H2 20

CO 21

CH4 4

N2 40

CO2 6

H2O 9

COMPOSIZIONE SYNGAS Componente %Vol.

H2 10 - 15

CO 15 - 25

CH4 1 - 3

N2 40 - 54

CO2 15 - 20

Syngas

Aria

Zona Combustione

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

Vapore Aria

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/Vapore

PCI: 9-11 MJ/Nm3

Impiego: Prod. elettrica via MCI e HTFC (es.

SOFC); Biofuels : SNG, FT, MeOH, DME

Componente %Vol.

H2 28 - 30

CO 24 -26

CH4 6 - 8

CO2 34 -36

C2+ 4

Biomassa

Ossigeno Vapore

Syngas

Aria/Vapore PCI: 10-12 MJ/Nm3

COMPOSIZIONE GAS SECCO

COMPOSIZIONE GAS SECCO

COMPOSIZIONE GAS SECCO

Letto fluidizzato ricircolante (FICFB) Taglia: 500 kWt

Analisi termica Pirolizzatore scala banco Pirolizzatore a tamburo rotante scala banco

Impianti Pilota

Impianto pilota in batch

Impianto a Tamburo rotante

Cleaning gas per il tamburo rotante

Competenze impiantistiche su pirolisi

21/04/2016

PRODUCT GAS

BIOMASS

PRODUCT GASPRODUCT GAS

AIR

THERMOCOUPLE

NOZZLE

REFRACTORY

WALL

COMBUSTION

REDUCTION

ZONE

CYLINDRICAL

CHAMBER

Impianti a letto fisso down draft 30-80 KWe

21/04/2016

Abbinato ad un motore endotermico IVECO-AIFO

Defanghizzatore

Torre di

lavaggio

Bio-filtro ad

espansione

Cicloni

Gassificatore

studio del processo

sviluppo ed ottimizzazione dei componenti impiantistici

campionamento ed analisi del gas, dei tar e delle emissioni

analisi delle prestazioni con aria arricchita

messa a punto di motori a combustione interna

IMPIANTO letto fisso updraft 150 kWth

Trisaia

Scrubber Sistema di caricamento

Reattore separazione CO2

Torcia

Gassificatore

Surriscaldatore

Generatore di vapore

Filtri a coalescenza

Reattore WGS

21/04/2016

Process Characteristics

Reattore Updraft

Alimentazione Gusci mandorla,

nocciola,

Lignina,

scarti legnosi

Portata 30-50 Kg/h

Agente

gassificante

Aria vapore

Ossigeno vapore

Potenza

termica

200 kWth

Syngas LHV 5-6 MJ/Nm3

10-11 MJ/Nm3

Filtro 2

scrubber

Filtro 1

gassificatore

21/04/2016

IMPIANTO letto fisso updraft 150 kWth

Ø 0.5 m h 2.4 m Hgriglia 0.7m

Composizione gas, %Vol

H2 15-17

CO 30-33

CH4 1-3

N2 40-44

CO2 6-10

BIOMASSA

C

A

L

O

R

E

Gas pirolitici

Char

Impianti a tre stadi «Tecnologia Erba/Solenia potenza di circa 2,5 MWth corrispondenti a circa 600 kWel.

Essiccazione della biomassa al

fine di alimentare il processo di

pirogassificazione con biomassa

dal contenuto di umidità

costante (~ 15%)

Lo stadio di Gassificazione,

avviene in un reattore del tipo a

letto fisso equicorrente posto a

valle del pirolizzatore. Il calore

necessario al processo endotermico

di riduzione del char viene fornito

attraverso la parziale combustione

dei gas pirolitici nella zona

sovrastante il letto di char., con

raggiungimento di temperature

dell’ordine dei 1.100°C:

Essiccatore a tamburo rotante

Reattore di Pirolisi

elemento di pirolisi

Schema del Pirogassificatore

Reattore di Gassificazione

Lo stadio di Pirolisi in tamburo

rotante nella quale avviene la

combustione del char residuo. Gas

pirolitico circa il 70% e un 30% di

frazione solida composta da char

pirolitico e da ceneri.

marrone : tars

Clean-up

Quencher orizzontale;

Quencher verticale;

Venturi Scrubber.

WESP (precipitatore elettrostatico ad umido).

Sistema di clean-up standard a 3 stadi

WESP

Schema a blocchi dell’impianto di pirogassificazione

marrone : tars

Pulizia gas

Composizione gas V/V%

CO2 14,03

propano 0,53

Etano 1,43

Idrogeno 21,23

Ossigeno 0,70

Azoto 35,34

Metano 6,91

CO 20,64

LHV KJ/Nmc 8770

HHV KJ/Nmc 9585

Contenuto di acqua

gr/Mmc

103

Tar gravimetrici totali

gr/Nmc

11

Impianto di gassificazione Multi Stage – ANSALDO- VARAT –ENEA per la cogenerazione di energia elettrica e calore – installato in Enea

pretrattamento e

alimentazioneessiccazione pirolisi

ossidazione parziale dei

gas di pirolisi

gassificazione del

residuo solido

carbonioso

pulizia gas a caldorecupero termico, raffreddamento e deumidificazione

conversione energetica

(motore endotermico)

generazione di energia

elettrica

stoccaggio biomassa

riscaldamento indiretto

(combustione)

accumulo

calore

aria di combustione

aria primaria

vapore

fumi

fumi

syngas

syngas

gplva

po

re

gas

gassolido di

pirolisi

aria secondaria

vapore

riscaldatore ad olio

diatermicoolio

diatermico

olio

diatermico

torcia

vapore

• Separazione fisica delle fasi di pirolisi, ossidazione e gassificazione della biomassa

• Percorsi differenziati per i gas e i solidi da pirolisi

Schema a blocchi

Impianto di gassificazione Staged – ANSALDO- ENEA-VARAT per la cogenerazione di energia elettrica e calore

Pirolisi a riscaldamento indiretto, con controllo dello scambio termico, temperatura di processo e tempi di residenza

Ossidazione parziale dei soli gas di pirolisi, con conseguente eliminazione

dei tars primari

(vortex partial combustion)

Gassificazione del residuo solido di pirolisi in reattore a letto fisso downdraft, con filtrazione interna del gas su char

Sistema di essiccazione della biomassa a vapore ed olio diatermico

Parti d’impianto

Impianto di gassificazione Multi stage – ANSALDO- ENEA-VARAT per la cogenerazione di energia elettrica e calore

Tipologia alimentazione: biomasse lignocellulosiche

Portata biomassa: 150 kg/h

Umidità biomassa in ingresso: 10 %

Produzione syngas: 300 - 350 kg/h

Potere calorifico syngas: 6 – 7 MJ/Nm3

Potenza elettrica prodotta: 120 -150 kWe

Potenza termica disponibile: 200 – 250 kWt

Caratteristiche tecniche Risultati attesi

• Utilizzo di un’ampia varietà di biomasse per la produzione di energia

• Maggiore flessibilità nella regolazione delle portate di combustibile

• Minore immissione di aria per lo sviluppo del processo, con conseguente incremento del contenuto energetico del gas prodotto

• Contenuto di tars in uscita dal gassificatore pressoché nullo, grazie all’ossidazione parziale selettiva e alla filtrazione a caldo su letto di char

Impianto di gassificazione Multi stage – ANSALDO- VARAT-ENEA per la cogenerazione di energia elettrica e calore

GASSIFICATORE IFBG

Camera Lenta (DFB)

Camera Veloce (UFB)

Gassificatore ICBFB con circolazione interna (1MWth ICBFB, Brevettato)

Devolatilizzazione e gassificazione char

Fig. 1 Fig. 2 Fig. 3

Reattore

Ricircolato con separazione della zona di combustione da quella di gassificazione

gassificazione a vapore, potenza 500 kWt.

gassificatore a letto bollente con circolazione interna

gas prodotto “nitrogen free”

letto catalitico

Confronto con Impianto Steam gasification

Tar raw gas ~ 9 g/Nm3 secco

Composizione gas, %Vol

H2 34 - 32

CO 21 - 25

CH4 9 - 10

CO2 19 - 22

C2-C3 2-3

N2 9 - 13

Resa raw gas 1-1.4 Nm3/kg ssc

PCI raw gas 11-13 MJ/Nm3dry

Internally circulating bubbling fludized bed 1 MWth

Integrazione spinta del gas cleaning & conditioning direttamente nel reattore di gassificazione. La riduzione dei costi per la purificazione è del 20 -30 % del costo di investimento. Impianto compatto e ridotte perdite termiche.

Internally Circulating Bubbling Fludized Bed 1 MWth

Modifiche testa del reattore per inserimento candele ceramiche ,

Assemblaggio testa del reattore

3000 or

2500 PPS

6100 mm

Supplies for PPS proper operation Syngas Power supply Deionized and Tap Water N2 for maintenance H2 and Off-Gas disposal

Exchange of information about:

Gas analysis along the PPS lines H2 purity characterization

Length x Width x Height (mm) 6100 x 3500 x 4300

HyGear PPS Unit

This side: Clean air free of salt,

chemicals and foreign gases entry

for ventilation This side: Gasifier gas entry

Integrazione gassificatore con PPS per produzione H2

gas composition (%v, dry)

CO CO2 CH4 CnHm H2 O2 N2

26.7 - 21.7 31.8-32.1 10.4-9.5 0.4-0.3 28.9-32.3 not det. 1.9-4,0

Operating conditions ( Aprile 2016)

Biomass feeding rate a)

(kgdry/h; kgwet/h) 150; 170

O2 (kg/h) 58 - 61

Steam (kg/h) 70 - 80

Equivalence Ratio (ER) 0.28

Steam/Biomass b) (S/B) 0.5

Funzionamento impianto integrato

H2 (%v)

Ora Sampling time CO CO2 CH4 CnHm H2 O2 N2

22:59:00 03:39:00 0,93 0,33 0,62 0,00 94,83 1,07 2,22

23:00:30 03:40:30 0,97 0,26 0,64 0,00 98,11 0,00 0,02

23:02:00 03:42:00 0,86 0,28 0,60 0,00 98,24 0,00 0,02

23:03:30 03:43:30 0,78 0,19 0,63 0,00 98,38 0,00 0,02

23:05:00 03:45:00 0,76 0,24 0,60 0,00 98,38 0,00 0,02

23:06:30 03:46:30 0,63 0,18 0,57 0,00 98,61 0,00 0,01

23:08:00 03:48:00 0,61 0,18 0,60 0,00 98,59 0,00 0,02

23:09:30 03:49:30 0,56 0,13 0,54 0,00 98,74 0,00 0,03

23:11:00 03:51:00 0,46 0,00 0,51 0,00 99,01 0,00 0,02

23:12:30 03:52:30 0,46 0,06 0,52 0,00 98,93 0,00 0,03

23:14:00 03:54:00 0,38 0,00 0,51 0,00 99,10 0,00 0,01

23:15:30 03:55:30 0,35 0,10 0,49 0,00 99,04 0,00 0,02

23:17:00 03:57:00 0,34 0,00 0,50 0,00 99,14 0,00 0,02

23:18:30 03:58:30 0,29 0,10 0,47 0,00 99,20 0,00 -0,06

0:44:00 05:24:00 0,07 0,00 0,45 0,00 99,46 0,00 0,02

Contaminats/Point of sampling

Particles (mg/Nm3) 26

Gravimetric Tar (g/Nm3dry) 3.2

Tot Chromatographic tar (g/Nm3dry) 12.9

Tot Chromatographic tar (g/Nm3dry, no Benzene) 6.9

Sintesi di biocombustibili liquidi e gassosi

Gassificante Agente

Composizione Gas Secco (% v) PCI (MJ/Nm3) H2 CO CO2 CH4 N2 C2H4

Aria 9-10 12-15 14-17 2-4 56-59 < 1 3.8-4.6

Ossigeno 30-34 30-37 25-29 4-6 2-5 < 1 9-10

Vapore 32-41 24-26 20-22 10-12 2-5 2-3 12-13

Vapore/O2 30-33 28-32 22-27 9-11 2-5 1-2 11-12

H2/CO

0.70

0.96

1.46

1.10

http://www.enea.it/it/Ricerca_sviluppo/ricerca-sistema-elettrico

Integrated system in operation (Aprile 2016)

Aprile 2016

Impianto in funzione

Bioraffineria e chimica verde

Zuccheri C5

Zuccheri C6

C6 Aromatici

microrganismi

BIOREATTORE Idrolisi &

Fermentazione

COLONNA DISTILLATIONE

BioEtOH

Enzimi

http://polymerinnovationblog.com/second-generation-biomass-feedstock-6-payoff-renewable-chemicals-polymers/

CELLULOSA

EMICELLULOSA

LIGNINA

33

Cluster Chimica verde

Project 1 Leader Versalis: Tecnologie per la produzione di elastomenri da biomasse

Project 2 Leader Novamont: Bioraffineria di terza generazione

Project 3 Leader Mater-Biotech: Chemicals da biomasse

Project 4 Leader Chemtex-Italy: Acidi carbossilici da biomasse

Grazie dell’attenzione!

35

Giacobbe Braccio

Divisione Bioenergia Bioraffineria e Chimica verde ENEA DTE BBC

Tel: +39 0835 974615