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Cogenerazione assistita da gassificazione - Analisi di un caso studio mediante simulazione dinamica

I sistemi di cogenerazione alimentati da fonti rinnovabili, quali le biomasse, risultano di grande interesse per la produzione efficiente di energia in ambito industriale. Pertanto, scopo del presente lavoro è lo studio dell’integrazione, in tale contesto, di un sistema di cogenerazione alimentato da syngas prodotto tramite gassificazione di biomasse. Tale valutazione è stata sviluppata mediante la realizzazione di modelli matematici di simulazione per la modellazione di un impianto in assetto cogenerativo.

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La Termotecnica, ottobre 2017

Pubblicato
da Alessia De Giosa




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Tecnica LA TERMOTECNICA OTTOBRE 2017 65 Sistemi Energetici INTRODUZIONE
La produzione efficiente di energia da fonti rinnovabili rappresenta un
obiettivo primario verso una strategia di riduzione di emissioni nocive
in atmosfera. I sistemi di cogenerazione alimentati da combustibili di
origine rinnovabile, come le biomasse, rappresentano una soluzione
promettente sotto diversi aspetti, uno dei quali la possibilit di una
produzione decentralizzata [1]. Inoltre, se si valuta questa tecnologia
esclusivamente da un punto di vista ambientale, la gassificazione delle
biomasse garantisce una minore emissione di inquinanti, come SO 2, NO x e particolato, rispetto ai sistemi che prevedono l'utilizzo di com- bustibili fossili per la conversione energetica [2]. Infine, da un punto
di vista di efficienza nella generazione di elettricit, la gassificazione
abbinata alla cogenerazione tramite motore a combustione interna
in grado di garantire buoni rendimenti anche su piccola scala [2].
In un simile scenario, obiettivo del presente lavoro l'analisi, mediante
simulazione dinamica, di un sistema di cogenerazione alimentato da
syngas e pensato per applicazioni industriali. I profili di carico, che
rappresentano la base di partenza dell'analisi, sono stati forniti da
un'azienda italiana che opera nella produzione di componenti in legno
per il settore edilizio. Al fine di simulare l'intero sistema da integrare
al 'interno del 'architet ura di produzione energetica del 'azienda,
sono stati utilizzati due software commerciali: Aspen Plus, per la simu-
lazione del sistema di gasificazione, e TRNSYS per la simulazione del
sistema di cogenerazione completo. IL CASO STUDIO
Il dimensionamento di un sistema di produzione di energia non pu
prescindere dall'identificazione dei carichi richiesti. A tal fine, i profili
di carico disponibili sono stati suddivisi in due categorie principali: -Carichi termici, asserviti sia ai processi produttivi dell'azienda che al riscaldamento degli ambienti, ulteriormente suddivisi in base al fluido termovettore impiegato (acqua o vapore saturo). -Carichi elettrici, inclusivi sia dell'energia necessaria per il funziona- mento delle apparecchiature elettriche che del carico dei sistemi a
compressione di vapore necessari al raffreddamento di processo ed
alla climatizzazione degli ambienti. Una panoramica dei carichi annuali, riportata in Figura 1, mostra
l'esistenza di un evidente trend: i carichi elettrici relativi al funziona-
mento dei chiller a compressione di vapore e quelli relativi alle altre
utenze elettriche rimangono per lo pi costanti durante tutto l'anno,
mentre i fabbisogni termici di acqua calda/surriscaldata diminuiscono
significativamente durante i mesi estivi. In generale, durante i mesi di
gennaio e agosto, a causa della manutenzione programmata, i carichi
risultano inferiori rispetto agli altri mesi.
Al fine di una modellazione pi accurata, i carichi sono stati suddivisi di A. Galvagno, V. Palomba, M. Prestipino, S. Vasta Cogenerazione assistita da gassificazione
Analisi di un caso studio mediante simulazione dinamica I sistemi di cogenerazione alimentati da fonti rinnovabili, quali le biomasse, risultano di grande interesse per la produzione efficiente di energia in
ambito industriale. Pertanto, scopo del presente lavoro lo studio dell'integrazione, in tale contesto, di un sistema di cogenerazione alimentato da
syngas prodotto tramite gassificazione di biomasse. Tale valutazione stata sviluppata mediante la realizzazione di modelli matematici di simulazione
per la modellazione di un impianto in assetto cogenerativo. GASIFICATION-I.C.E. SYSTEM TO PRODUCE HEAT AND POWER FOR INDUSTRIAL APPLICATION: DYNAMIC SIMULATION OF A CASE STUDY
Combined heat and power systems fed by renewable sources, such as biomass, are of great interest for efficient energy production in industrial
applications. The aim of this work is to evaluate the integration in an industrial context of a CHP system fed by syngas produced from woody biomass
gasification in a downdraft reactor. The feasibility study was developed by using a mathematical model for the simulation of a CHP system. Antonio Galvagno, Valeria Palomba, Mauro Prestipino - Universit degli Studi di Messina, Dipartimento di Ingegneria
Salvatore Vasta - CNR ITAE 'N. Giordano' FIGURA 1 - Carichi mensili dell'azienda usata
come caso studio
Tecnica 66 LA TERMOTECNICA OTTOBRE 2017 Sistemi Energetici secondo dei profili di utilizzo settimanale e quindi implementati all'in-
terno del software TRNSYS. DESCRIZIONE DEL SISTEMA E SUO DIMENSIONAMENTO
Il layout schematico del sistema mostrato In Figura 2. Il sistema pro-
posto risulta essere composto essenzialmente da 2 sezioni: una sezione
di gassificazione e una di cogenerazione. La sezione di gassificazione
composta da un essiccatore per la biomassa e da un gassificatore di
tipo downdraft (o controcorrente). Il syngas prodotto da tale componente
viene successivamente utilizzato come combustibile nella sezione di co-
generazione, per l'alimentazione di un motore a combustione interna.
La scelta di questo tipo di gassificatore giustificata dal fatto che tale
tipologia ha dimostrato la maggiore facilit di gestione su piccola scala.
Infatti i gassificatori di tipo downdraft uniscono la semplicit di gestione
degli impianti a letto fisso, con una ridotta produzione di TAR (composti
organici condensabili), che rappresentano uno dei maggiori problemi
durante la produzione del syngas. Invece, la taglia del motore a com-
bustione interna stata scelta in modo da coprire il fabbisogno elettrico
medio dell'utenza finale (612 kW). Si considerato di recuperare il
calore di scarto del motore a combustione interna per la copertura dei
fabbisogni termici, mediante l'utilizzo di due distinte sezioni di recupero:
una sezione di recupero del calore dei gas combusti per la produzione di
vapore a 8 bar e 175 C; e una sezione di recupero del calore dal circuito
di raffreddamento del motore, per la produzione di acqua a 80 C. Una
parte del vapore prodotto viene anche indirizzato all'essiccatore. Infine,
dal momento che i fabbisogni termici (soprattutto di acqua calda) sono
superiori alla quantit di calore recuperabile dal motore a combustione
interna, sono state valutate tre diverse configurazioni impiantistiche:
1. Sistema tradizionale, con caldaie a metano per la copertura dei fabbi- sogni termici e prelievo di energia elettrica dalla rete per la copertura
di tutti i fabbisogni elettrici; 2. Sistema a gassificazione-cogenerazione, come precedentemente de- scritto; 3. Sistema comprendente, oltre alle sezioni di gassificazione e cogene- razione, un campo di collettori solari a tubi evacuati per la copertura
del rimanente carico termico. MODELLAZIONE DEL SISTEMA
Per la descrizione completa del sistema, sono stati valutati due distinti
modelli, realizzati in ASPEN Plus e TRNSYS. In particolare, i risultati del
modello relativo al gassificatore, sono stati utilizzati come input per l'im- plementazione di tale componente, altrimenti non presente nelle librerie
standard, in TRNSYS. importante notare che tutti i carichi e le caratte-
ristiche principali del sistema sono state inserite come input modificabili
dall'utente, in modo da poter utilizzare il modello sviluppato come tool
per il dimensionamento e l'analisi tecnico-economica di sistemi simili. Sistema di gassificazione
In questo lavoro, stato realizzato un modello matematico del reattore
di gassificazione di tipo downdraft, la cui validazione stata effettuata
confrontando i dati di output con dati sperimentali ricavati in letteratura
[3]. I processi di gassificazione delle biomasse comprendono diverse
fasi (essiccazione, pirolisi, ossidazione e riduzione), come rappresen-
tato nell'unit di gassificazione in Figura 2, ognuna delle quali stata
rappresentata nel modello tramite sezioni separate, collegate tra loro e
concorrenti alla realizzazione globale del processo di gassificazione.
Per la simulazione della fase di pirolisi stato impiegato un metodo re-
gressivo che ha consentito l'impiego delle rese e delle composizione dei
prodotti di pirolisi ottenuti in laboratorio per biomasse legnose. Lo step
di combustione stato invece simulato con un reattore teorico di Gibbs
alimentato dal residuo solido carbonioso (char) prodotto in fase di pirolisi
e dall'aria introdotta nel reattore. Questa stata calcolata in base alla
portata della biomassa in ingresso, in modo da mantenere un rapporto
di equivalenza pari a 0,3 (ER = aria di processo/aria stechiometrica di
combustione), in modo da garantire le condizioni di gassificazione (0,17
< ER < 0,4). La fase di riduzione (o gassificazione), stata anch'essa
rappresentata da un reattore di Gibbs, i cui reagenti sono rappresentati
dai gas prodotti nello step di combustione e dal char non reagito nel
precedente step. Un'analisi di sensitivit ha permesso di determinare la
correlazione tra alimentazione di biomassa e syngas prodotto. Ci ha
consentito di fornire al modello dinamico TRNSYS, una equazione che
potesse restituire le portate di biomassa necessaria per soddisfare i carichi
richiesti dall'azienda, tramite la combustione in un motore a combustione
interna del syngas prodotto dal gassificatore. Sistema di cogenerazione: modello TRNSYS
TRNSYS un software commerciale dedicato all'analisi dinamica di
sistemi energetici [4], grazie alla presenza di librerie contenenti i 'type'
(modelli) di numerosi componenti di tali sistemi. Si tratta di un software
ampiamente utilizzato per la simulazione di sistemi di cogenerazione e la
loro analisi energetica, di fattibilit tecnica ed economica [5-9].
Nel caso in esame, il software stato utilizzato per la modellazione
completa del sistema, mediante l'integrazione dei risultati del modello del
gassificatore, dei componenti del sistema di cogenerazione, degli scam-
biatori per il recupero del calore e dei carichi del sistema. Una lista dei
'type' utilizzati mostrata in Tabella 1. Per la descrizione delle equazioni
caratteristiche di ciascun componente si rimanda a quanto riportato in
[4]. I dati di input per il cogeneratore, operante a pieno carico e a carichi
parziali, sono stati tratti dalla scheda tecnica di un cogeneratore JMS 316
GS-S.L prodotto dalla General Electric. La sezione di recupero di calore
invece composta da due differenti scambiatori di calore: uno scambiatore
'shell and tube' per il passaggio dei fumi e un radiatore per il recupero
dal circuito di raffreddamento del motore. I dati di input per la simulazione
di tali componenti sono tratti da [10-11].
Infine, la sezione solare del sistema nel caso del terzo scenario, costituita FIGURA 2 - Layout schematico del sistema
simulato come caso studio
Tecnica LA TERMOTECNICA OTTOBRE 2017 67 Sistemi Energetici da un campo solare composto da collettori a tubi evacuati per una super-
ficie totale di 750 m2, collegati in stringhe da 30 m2 ciascuna, installate
secondo un'inclinazione di 30, che rappresenta il valore ottimale alla
latitudine di Messina. I dati dei collettori solari inseriti in TRNSYS sono
riportati in [12]. PARAMETRI ANALIZZATI
Scopo principale dell'analisi condotta stata la definizione dei benefici,
in termini di risparmio di energia primaria e di emissioni di gas serra in
atmosfera, derivanti dalla sostituzione di un sistema tradizionale (scena-
rio 1) con un sistema di cogenerazione alimentato a biomassa (scenario
2), eventualmente integrato mediante un sistema solare termico (scenario
3). Di conseguenza, il criterio principale usato per il confronto dei sistemi
stato il consumo di energia primaria. Nel caso dei sistemi a cogenera-
zione, il consumo di energia primaria considerato unicamente quello
dovuto alle integrazioni necessarie per il soddisfacimento dei carichi. Per
un sistema tradizionale, il consumo di energia primaria si pu esprimere
come: Dove: E electric l'energia elettrica utilizzata per il funzionamento dei chiller per la produzione di freddo, E boilers l'energia termica richiesta per il funzionamento della caldaia a metano e ' pd,el e 'pd,CH4 sono i rendimenti di produzione e distribuzione di energia elettrica e gas metano tipici del
mix energetico italiano.
Invece, per un sistema in assetto cogenerativo: Infine, stata effettuata un'analisi ambientale, valutando il risparmio in
termini di emissioni di anidride carbonica legato all'utilizzo dei sistemi
alimentati a biomassa: I rendimenti di produzione di elettricit e gas metano sono stati tratti da
[13] e sono pari a 0,44 e 0,88 rispettivamente, mentre il fattore di emissio-
ne di CO 2 combinato per elettricit e metano tipico del mix italiano tratto da [14] ed pari a 0,39 t/MWh. Si evidenzia come le emissioni di CO 2 del sistema di cogenerazione alimentato a biomassa siano state considerate
pari a zero, in considerazione della natura 'carbon neutral' di biomasse
legnose provenienti da una gestione sostenibile delle foreste [15]. RISULTATI E DISCUSSIONE
Il modello del gassificatore stato utilizzato per la determinazione della
composizione del syngas e della quantit di biomassa da utilizzare
per l'alimentazione del motore a combustione interna. In particolare,
i risultati ottenuti facendo operare il modello del gassificatore a 900C
(temperatura nella zona di combustione) ed ER = 0,3, hanno evidenziato
la seguente composizione del syngas (mol %): H 2 14,2%; CO 21,2%; CO2 10,2%; CH 4 4,3%; N2 50,1%; con un corrispondente potere calorifico inferiore pari a 5,76 MJ/Nm3. Inoltre, sono state ricavate le equazioni che
definiscono la correlazione tra il quantitativo di biomassa e la portata di
syngas ottenibile, che sono state introdotte in TRNSYS per la simulazione
del gassificatore. stato cos possibile definire la quantit di biomassa
annua richiesta per il funzionamento del sistema, che nel caso in oggetto
risultata essere pari a 3560 t/y, per la produzione di circa 5620 MWh el/y e 6740 MWh th/y. Mediante le simulazioni TRNSYS stato inoltre possibile definire la
produzione oraria di energia termica ed elettrica, la quantit di energia
termica da integrare mediante caldaie a metano, la quantit di energia
prelevata dalla rete e i parametri tipici del campo solare. In particolare,
stata calcolata l'efficienza annua del campo di collettori, che risultata
pari al 58%, indicando comunque una buona possibilit di sfruttamento
della risorsa solare. In Figura 3, sono rappresentati i risultati dell'analisi
energetica ed ambientale condotta sul sistema. In particolare, nel grafico
di sinistra vengono rappresentati i risparmi percentuali di energia prima-
ria non rinnovabile derivanti dall'uso del sistema in assetto cogenerativo,
in cui sono stati separati i contributi termici ed elettrici. Si nota come,
essendo stato il cogeneratore dimensionato sulla base dei fabbisogni
elettrici del sistema, il risparmio di energia primaria per la parte elettrica
superiore al 75% per tutte le mensilit. Viceversa, il risparmio di energia
primaria relativo alla parte termica rilevante solo nel caso di integra-
zione mediante campo solare, essendo i fabbisogni di energia termica
superiori alla capacit recuperabile dal motore a combustione interna.
In particolare, durante i mesi di gennaio e agosto, nel caso di utilizzo del
sistema 3 (cogeneratore + solare), si ottiene una completa indipendenza
del sistema dalle integrazioni esterne. Tali trend si rispecchiano nelle emis-
sioni di gas serra evitate e riportate nel grafico di destra: si osserva come,
soprattutto nel caso di un sistema con integrazione solare, la riduzione
di emissioni di anidride carbonica sia superiore al 75% per tutti i mesi
dell'anno con una media annua di circa lo 85%. Nel caso di un sistema
con solo cogeneratore, la percentuale di riduzione comunque di circa il
60%, quindi corrispondente ad un significativo beneficio annuo.
Riassumendo i risultati dal punto di vista quantitativo, con il sistema di
sola cogenerazione possibile ottenere un risparmio annuo pari a circa
14000 MWh/y di energia primaria, di cui il 70% legato al contributo
elettrico del sistema. Le emissioni di anidride carbonica annue evitate
ammontano a circa 5600 t/y. Invece, nel caso di integrazione con
sistema solare, il risparmio annuo di energia prima sale fino a circa
25000 MWh/y, corrispondenti all'evitata emissione di circa 9600 t/y
di gas serra. Componente Type Cogeneratore 907 Scambiatori di calore 5 Elettropompe 3b Collettori solari 71 Serbatoio circuito solare 60d Carico termico 682 (acqua) / 605 (vapore) Profilo di carico 14h Dati meteo 15 TABELLA 1 - Type di TRNSYS utilizzati
per la simulazione
(1) (2) (3) Tecnica 68 LA TERMOTECNICA OTTOBRE 2017 Sistemi Energetici CONCLUSIONI
Nel presente lavoro stata valutata l'integrazione di un cogeneratore con
motore a combustione interna e di un sistema di gassificazione di biomas-
se. Strumento per la valutazione di tale integrazione stato un modello
realizzato in TRNSYS che sfrutta i risultati ottenuti dall'analisi del sistema
di gassifcazione in ambiente Aspen Plus, applicato ad un contesto indu-
striale ma realizzato in modo tale da poter essere adattato ad un ampio
range di condizioni operative e dati di input. Mediante il software Aspen
Plus stata simulata la sezione di gassificazione del sistema, ricavando
la composizione della biomassa e le equazioni caratteristiche che corre-
lano la quantit di biomassa necessaria e la portata di syngas in uscita
dal gassificatore. Tali relazioni sono state utilizzate in ambiente TRNSYS
per l'implementazione dell'unit di gassificazione, che stata integrata
con i rimanenti componenti di un sistema completo di cogenerazione.
stato inoltre valutato il beneficio derivante dall'integrazione dell'energia
rinnovabile solare nel sistema, per la produzione di energia termica. I
diversi scenari simulati sono stati confrontati con un sistema tradizionale,
rappresentante lo stato di fatto, al fine di determinare i risparmi in termini
di energia primaria non rinnovabile ed emissioni di anidride carbonica,
considerando la biomassa come carbon neutral. I risultati ottenuti hanno
mostrato che possibile ottenere un risparmio fino a 25000 MWh/y
in termini di energia primaria non rinnovabile sommando i contributi
di energia termica ed elettrica prodotta. Inoltre, le emissioni di anidride
carbonica evitabili ammontano a pi di 9000 t/y. Tali risultati mostrano
che possibile utilizzare un mix di energia da fonti rinnovabili in ambito
industriale per ottenere una produzione di energia decentralizzata con
alta efficienza e basso livello di emissione di gas serra in atmosfera. Si noti
infine come l'integrazione tra i due modelli ha permesso lo sviluppo di un
tool per il dimensionamento e la valutazione degli impianti dal semplice
utilizzo e buona funzionalit. BIBLIOGRAFIA
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