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Gassificazione biomassa
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Alex P.
Jun 2, 2012, 12:54:27 PM6/2/12
to
Il mio vecchio post sul metanolo mi ha stimolato alcune altre domande. Per
es. sono molti gli studi, compreso quello islandese che avevo lì citato,
http://tinyurl.com/6u584oy
che propongono la gassificazione secondo la tecnologia a flusso trascinato
(entrained flow) come la migliore almeno nel medio-lungo termine rispetto ad
altre oggi usate come quella a letto fisso o a letto fluido (anche se non ho
ben capito se in effetti il flusso trascinato è a sua volta una
sotto-categoria del letto fluido...), le ragioni sono abbastanza ovvie :
scalabilità anche alle alte potenze; produzione di un syngas molto pulito in
CO e H2 senza presenza di metano o scorie/ceneri, che vengono liquefatte e
successivamente estratte viste le alte temp di funzionamento (~ 1500 °C) >
fusione delle ceneri (non ho cmq ben capito se questo slag liquido può avere
effetti corrosivi sulle pareti del reattore...); bassi tempi di residenza
nel reattore e quindi scarsa possibilità di reazioni non desiderate,
ecc...così come sono noti i pochi svantaggi del sistema, per es. il basso
contenuto di umidità e le ridotte dimensioni delle polveri (< 1 mmm) o la
necessità di introdurre ossigeno (a parte l' idrogeno, facoltativamente)
dall' esterno e le alte temp di funzionamento che necessitano di un forte
raffreddamento visto che la sintesi del metanolo è favorita a basse temp, ~
200-300 °C (ed alte pressioni).
Mi chiedo tuttavia, visti i grandi consumi di energia/elettricità necessari
per la produzione di H2 se previsto per "aggiustare" il raporto CO/H del
syngas, non si possa piuttosto pensare di produrre in situ elettricità e/o
calore dal syngas inizialmente alla temp di almeno 1300-1500 °C fino al
raffreddamento desiderato a 200-300 °C, questo limiterebbe di molto, forse
ad un terzo o la metà, il fabbisogno energetico per la produzione di
idrogeno - che è necessario per qualcosa come 0,05 kg di H per litro di MeOH
che per una produzione di 150 mil l/anno farebbero, @ 50 kWh per kg di H2,
375 mil kWh/anno; d' altro canto, la gassificazione, con una efficienza
poniamo del 70%, di 100 mila tonn/anno di biomassa a 1500 °C e raffreddata
a, diciamo, 300 °C, potrebbe ricavare il 30-40% di quel fabbisogno. Non so
se una cosa del genere è realmente sviluppata nei gassificatori industriali,
al di là della semplice cogenerazione del calore a bassa temperatura che è
cmq una energia molto meno nobile (ed utile) dell' elettricità
es. sono molti gli studi, compreso quello islandese che avevo lì citato,
http://tinyurl.com/6u584oy
che propongono la gassificazione secondo la tecnologia a flusso trascinato
(entrained flow) come la migliore almeno nel medio-lungo termine rispetto ad
altre oggi usate come quella a letto fisso o a letto fluido (anche se non ho
ben capito se in effetti il flusso trascinato è a sua volta una
sotto-categoria del letto fluido...), le ragioni sono abbastanza ovvie :
scalabilità anche alle alte potenze; produzione di un syngas molto pulito in
CO e H2 senza presenza di metano o scorie/ceneri, che vengono liquefatte e
successivamente estratte viste le alte temp di funzionamento (~ 1500 °C) >
fusione delle ceneri (non ho cmq ben capito se questo slag liquido può avere
effetti corrosivi sulle pareti del reattore...); bassi tempi di residenza
nel reattore e quindi scarsa possibilità di reazioni non desiderate,
ecc...così come sono noti i pochi svantaggi del sistema, per es. il basso
contenuto di umidità e le ridotte dimensioni delle polveri (< 1 mmm) o la
necessità di introdurre ossigeno (a parte l' idrogeno, facoltativamente)
dall' esterno e le alte temp di funzionamento che necessitano di un forte
raffreddamento visto che la sintesi del metanolo è favorita a basse temp, ~
200-300 °C (ed alte pressioni).
Mi chiedo tuttavia, visti i grandi consumi di energia/elettricità necessari
per la produzione di H2 se previsto per "aggiustare" il raporto CO/H del
syngas, non si possa piuttosto pensare di produrre in situ elettricità e/o
calore dal syngas inizialmente alla temp di almeno 1300-1500 °C fino al
raffreddamento desiderato a 200-300 °C, questo limiterebbe di molto, forse
ad un terzo o la metà, il fabbisogno energetico per la produzione di
idrogeno - che è necessario per qualcosa come 0,05 kg di H per litro di MeOH
che per una produzione di 150 mil l/anno farebbero, @ 50 kWh per kg di H2,
375 mil kWh/anno; d' altro canto, la gassificazione, con una efficienza
poniamo del 70%, di 100 mila tonn/anno di biomassa a 1500 °C e raffreddata
a, diciamo, 300 °C, potrebbe ricavare il 30-40% di quel fabbisogno. Non so
se una cosa del genere è realmente sviluppata nei gassificatori industriali,
al di là della semplice cogenerazione del calore a bassa temperatura che è
cmq una energia molto meno nobile (ed utile) dell' elettricità
Soviet_Mario
Jun 2, 2012, 1:51:19 PM6/2/12
to
Il 02/06/2012 18:54, Alex P. ha scritto:
> Il mio vecchio post sul metanolo mi ha stimolato alcune altre domande.
> Per es. sono molti gli studi, compreso quello islandese che avevo lì
> citato,
> http://tinyurl.com/6u584oy
> che propongono la gassificazione secondo la tecnologia a flusso
> trascinato (entrained flow) come la migliore almeno nel medio-lungo
> termine rispetto ad altre oggi usate come quella a letto fisso o a letto
> fluido (anche se non ho ben capito se in effetti il flusso trascinato è
> a sua volta una sotto-categoria del letto fluido...), le ragioni sono
> abbastanza ovvie : scalabilità anche alle alte potenze; produzione di un
> syngas molto pulito in CO e H2 senza presenza di metano o scorie/ceneri,
> che vengono liquefatte e successivamente estratte viste le alte temp di
> funzionamento (~ 1500 °C) > fusione delle ceneri (non ho cmq ben capito
> se questo slag liquido può avere effetti corrosivi sulle pareti del
> reattore...);
bisognerebbe vedere la composizione. Ma non penserei, se la
> Il mio vecchio post sul metanolo mi ha stimolato alcune altre domande.
> Per es. sono molti gli studi, compreso quello islandese che avevo lì
> citato,
> http://tinyurl.com/6u584oy
> che propongono la gassificazione secondo la tecnologia a flusso
> trascinato (entrained flow) come la migliore almeno nel medio-lungo
> termine rispetto ad altre oggi usate come quella a letto fisso o a letto
> fluido (anche se non ho ben capito se in effetti il flusso trascinato è
> a sua volta una sotto-categoria del letto fluido...), le ragioni sono
> abbastanza ovvie : scalabilità anche alle alte potenze; produzione di un
> syngas molto pulito in CO e H2 senza presenza di metano o scorie/ceneri,
> che vengono liquefatte e successivamente estratte viste le alte temp di
> funzionamento (~ 1500 °C) > fusione delle ceneri (non ho cmq ben capito
> se questo slag liquido può avere effetti corrosivi sulle pareti del
> reattore...);
biomassa è una roba vegetale media, dovrebbe avere natura
essenzialmente alcalina ma non "caustica", con tanto
potassio, calcio, magnesio e sodio, e come anioni roba come
carbonati, silicati, ossidi, fosfati, solfati, e pochi
alogenuri (essenzialmente cloruro). Se c'è molta terra anche
ferro ed alluminio abbonderanno (aumentando anche silicati,
solfati).
Cmq in caso di necessità la composizione della scoria (poca)
e la fluidità, si possono governare aggiungendo poca calce o
sabbia, a quelle temperature.
> bassi tempi di residenza nel reattore e quindi scarsa
> possibilità di reazioni non desiderate,
anche con brevi tempi di contatto, si raggiunge la
composizione termodinamica quasi subito nella fase gas.
Il vero punto critico per evitare "nucleazioni" non volute
(e particolato) è come freezare bruscamente tale mistura
preferita a T alta senza che stazioni a T medie (dove non è
più la composizione di equilibrio ma il tasso di conversione
è ancora alto) sino a T modeste, dove diventa stabile
CINETICAMENTE. A T.A. CO e H2 non sono assolutamente STABILI
in senso termodinamico rispetto al metanolo (e meglio ancora
metano acqua e CO2).
Ma se il quenching è brusco, tipo come attraverso una
valvola di espansione che causa crollo di T, la conversione
verrebbe congelata tal quale.
Sopra i 1500-2000° restano stabili praticamente solo le
specie biatomiche, più la sola acqua, e se l'atmosfera non è
riducente, la CO2, cosa che lì non si ha.
> ecc...così come sono noti i
> pochi svantaggi del sistema, per es. il basso contenuto di umidità e le
> ridotte dimensioni delle polveri (< 1 mmm) o la necessità di introdurre
> ossigeno (a parte l' idrogeno, facoltativamente) dall' esterno e le alte
> temp di funzionamento che necessitano di un forte raffreddamento visto
> che la sintesi del metanolo è favorita a basse temp, ~ 200-300 °C (ed
> alte pressioni).
a metanolo in un unico reattore ?
Avresti un link ?
>
> Mi chiedo tuttavia, visti i grandi consumi di energia/elettricità
> necessari per la produzione di H2 se previsto per "aggiustare" il
> raporto CO/H del syngas, non si possa piuttosto pensare di produrre in
> situ elettricità e/o calore dal syngas inizialmente alla temp di almeno
> 1300-1500 °C fino al raffreddamento desiderato a 200-300 °C, questo
> limiterebbe di molto, forse ad un terzo o la metà, il fabbisogno
Poi, a parte il notevole salto termico, bisogna in realtà
vedere anche l'entalpia sottostante.
Mi spiego meglio. Se la pirolisi, supportata
dall'ossidazione parziale con O2 (o aria ?), è mantenuta,
onde limitare il bisogno di idrogeno esogeno, carburata con
lo stretto indispensabile di ossigeno sufficiente solo a
scaldare quanto basta, allora l'entalpia sarà modesta (e
solo una buona coibentazione consente di mantenere i 1500°).
Ma al momento che "peschi" energia per fare recupero
termico, avendo sotto il cofano un flusso entalpico basso,
quella temperatura crolla subito, perché prelevare equivale
a non coibentare il reattore.
Il salto termico da solo, sebbene alto, disgiunto dalla
conoscenza del flusso di massa gassosa (e dei calori
specifici della miscela), purtroppo non significa molto.
Io temo che l'entalpia sia calibrata per avere appena
l'autosufficienza energetica della pirolisi, non consentendo
di generare (per ossidazione parziale) calore extra poi
usabile per fare idrogeno (in definitiva questo
accrescerebbe il bisogno di idrogeno interno, perché se fo'
affluire più aria, più idrogeno ridotto sarà perso in acqua)
> energetico per la produzione di idrogeno - che è necessario per qualcosa
> come 0,05 kg di H per litro di MeOH che per una produzione di 150 mil
> l/anno farebbero, @ 50 kWh per kg di H2, 375 mil kWh/anno; d' altro
> canto, la gassificazione, con una efficienza poniamo del 70%, di 100
> mila tonn/anno di biomassa a 1500 °C e raffreddata a, diciamo, 300 °C,
> potrebbe ricavare il 30-40% di quel fabbisogno. Non so se una cosa del
> genere è realmente sviluppata nei gassificatori industriali, al di là
> della semplice cogenerazione del calore a bassa temperatura che è cmq
> una energia molto meno nobile (ed utile) dell' elettricità
generatore, che potenza realmente sviluppa. E' fatto,
immagino, per generarne meno possibile, e trattenere
l'energia interna prevalentemente come energia chimica nel
CO e H2.
Cmq, se non è strategico limitare il consumo di biomassa
totale, una frazione consistente potrebbe essere bruciata
(in situ o a parte, dipende quanto rompe estrarre la CO2
dalla miscela, e quanto rompe separare H2O dal metanolo),
per cogenerare, come dici.
ciao
CCCP
--
1) Resistere, resistere, resistere.
2) Se tutti pagano le tasse, le tasse le pagano tutti
Soviet_Mario - (aka Gatto_Vizzato)
Alex P.
Jun 3, 2012, 3:59:50 PM6/3/12
to
"Soviet_Mario" ha scritto nel messaggio
news:4fca5295$0$1385$4faf...@reader1.news.tin.it...
> bisognerebbe vedere la composizione. Ma non penserei, se la biomassa è una
> roba vegetale media, dovrebbe avere natura essenzialmente alcalina ma non
> "caustica",
del reattore o aver delle ceneri in fase non liquida quindi gassosa disperse
intorno al reattore ? Per es. il processo è più efficiente e/o pulito, c'è
una minora tendenza alla dispersione di polveri sottili nell' ambiente
circostante ?
Inoltre, che tipo di tipo di "rifiuto" è questo slag liquido ? Visto che è
costituito da elementi potenzialmente benigni potrebbe essere riusato come
fertilizzante, o cmq facilmente disperso nei terreni, ecc... ?
>> bassi tempi di residenza nel reattore e quindi scarsa
>> possibilità di reazioni non desiderate,
> Questo punto non mi è chiarissimo. A 1500° essenzialmente, anche con brevi
> tempi di contatto, si raggiunge la composizione termodinamica quasi subito
> MA il processo che dici è monostadio ? Conduce direttamente a metanolo in
> un unico reattore ?
produzione di combustubili liquidi (Fischer-Tropsch o MeOH) sono due
processi ben distinti - se ho capito la domanda...
> Avresti un link ?
veramente di studi ne ho letti a tonnellate, uno è quello islandese di cui
sopra
http://tinyurl.com/6u584oy
oppure tra gli altri
http://www.ecn.nl/docs/library/report/2004/c04039.pdf
http://seca.doe.gov/technologies/coalpower/gasification/pubs/pdf/BMassGasFinal.pdf
http://www.iec.tu-freiberg.de/conference/conference_05/pdf/41_Henrich_paper.pdf?PHPSESSID=69288f3811cbac48f1c2e67edcb1758d
ftp://130.112.2.45/pub/www/library/report/2010/b10016.pdf
http://terrapreta.bioenergylists.org/files/c05067.pdf
a complicare ulteriormente le cose, c'è pure il fatto che oltretutto tutti
(o quasi) questi sono del tipo diretto ad ossigeno, cioè una piccola parte
della biomassa viene bruciata in atmosfera deficiente di ossigeno per creare
le temp opportune; esiste però anche la variante indiretta (allothemal) dove
il calore necessario è somministrato dall' esterno usando semplice aria e
quindi l' energia del syngas può pure essere maggiore, anche al netto delle
perdite, della biomassa in ingresso : è una soluzione sembra preferita ai
giapponesi
http://www.agnet.org/htmlarea_file/library/20110725161023/eb618.pdf
http://cdn.intechopen.com/pdfs/17503/InTech-Biomethanol_production_from_forage_grasses_trees_and_crop_residues.pdf
"
the total biomass material reacts with steam and is converted to an [H2, CO,
CH4, CO2] gas mixture. The application of external heat is required due to
the fact that the
gasification reaction is endothermic. However, the potential heat stored in
the gas mixture
generated in the reaction is greater than that contained in the raw biomass
material, such
that the cold gas efficiency surpasses 100%. In the formula shown above, a
figure of ca. 115%
is obtained by solving for cold gas efficiency (Ec). On the other hand, the
externally supplied
heat used in the reaction, is not considered in the calculation of Ec, and
the total gasification
efficiency is ca. 85% when this external heat is taken into account. "
> Cmq, se non è strategico limitare il consumo di biomassa totale, una
> frazione consistente potrebbe essere bruciata (in situ o a parte, dipende
> quanto rompe estrarre la CO2 dalla miscela, e quanto rompe separare H2O
> dal metanolo), per cogenerare, come dici.
piuttosto perchè permette di realizzare impianti più grandi, con tutti i
vantaggi economici e persino di maggiore efficienza energetica per la
migliore economia di scala, con consumi di biomassa tutto sommato modesti
(un impianto da 150 mil litri/anno necessita la stessa biomassa di un
piccolo impianto di cogenerazione a biomassa da 50 MW, di cui in Italia ne
abbiamo a bizzeffe ) ed in più ci sono intrinsecamente meno ceneri/scorie da
trattare/smaltire (anche se non ho ancora capito che tipo di rifiuto è, come
si smaltiscono e se sono un vero problema anche per un gassificatore del
tipo a flusso trascinato ).
P.S.: nel momento in cui scrivo qui c'è stato un piccolo terremoto, spero di
esserci anche domani !
Alex P.
Jun 13, 2012, 12:02:14 PM6/13/12
to
"Alex P." ha scritto nel messaggio
news:4fca4545$0$1591$5fc...@news.tiscali.it...
> Mi chiedo tuttavia, visti i grandi consumi di energia/elettricit�
> necessari per la produzione di H2 se previsto per "aggiustare" il raporto
> CO/H del syngas, non si possa piuttosto pensare di produrre in situ
> elettricit� e/o calore dal syngas inizialmente alla temp di almeno
> CO/H del syngas, non si possa piuttosto pensare di produrre in situ
> 1300-1500 �C fino al raffreddamento desiderato a 200-300 �C, questo
> limiterebbe di molto, forse ad un terzo o la met�, il fabbisogno
> energetico per la produzione di idrogeno
...
Tra l' altro, nel ng di fisica ho aggiunto una considerazione (in attesa di
moderazione) secondo cui, alla fine, anche senza considerare un tale
contributo, un veicolo appena blandamente ottimizzato per usare metanolo
(diciamo, un + 33% di efficienza vs attuali motori a benzina) � *quasi* alla
pari come efficienza di uno elettrico a batteria; dell' ordine di un
fabbisogno di circa 100 TWh/anno di elettricit� da fornire dall' esterno per
produrre l' equivalente di 25 mild l/anno di benzina in metanolo (da
gassificazione della biomassa, che produce di suo 1 mole ciascuna di CO e
H2, un' altra mole di H2 deve essere fornita esternamente per produrne una
di CH3OH) contro l' equivalente in elettricit� di 60-70 TWh/anno per la
trazione elettrica. Ora, con un contributo potenziale come quello di cui
sopra i due sistemi sarebbero praticamente alla pari anche come efficienza
(con il vantaggio per� del MeOH di essere agevolmente liquido in condizioni
ordinarie vs pesantezza/ingombro batterie)
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