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L’evoluzione della co-combustione di biomassa

E.On's coal fired power plants on the Maasvlakte. Photo credit: Zandcee

La co-combustione di biomassa e carbone consente la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile. Adottata in Europa e Nord America a partire dalla fine degli anni Novanta, rappresenta una via rapida ed economica per contribuire alla decarbonizzazione del settore della generazione elettrica da carbone nel breve e medio termine. Questo spiega gran parte della sua attuale diffusione nel continente asiatico. L’applicazione di questa tecnologia in diversi impianti preesistenti può aiutare al raggiungimento di alcuni degli Obbiettivi per lo Sviluppo Sostenibile promossi dalle Nazioni Unite: energia pulita e accessibile, industria, innovazione e infrastruttura, consumo e produzione responsabile, cambiamenti del clima e partnership per gli obiettivi. Tecnologia importante soprattutto per gli Stati che hanno ancora nel carbone un elemento centrale del proprio mix energetico.

Le esperienze europea e canadese hanno evidenziato come la co-combustione possa prolungare la vita dei vecchi impianti alimentati a carbone nella transizione verso sistemi di generazione a basso contenuto di carbonio. Tuttavia questo non ha impedito, negli stessi paesi pionieri di tale tecnologia, di avviare un piano decennale di dismissione degli impianti alimentati a carbone, compresi quelli operanti in co-combustione con biomassa. Il carbone rimane comunque decisivo per la produzione di energia elettrica soprattutto in Asia, dove si continua a investire sullo sviluppo della tecnologia di co-combustione di biomassa e carbone.

La biomassa ed il suo pretrattamento
Non solo vantaggi. Il processo presenta anche delle criticità. Per comprenderle è fondamentale analizzare le differenze tra i diversi tipi di biomassa rispetto al carbone. Questi parametri impattano sulla scelta della tecnologia e del combustibile, perché da essi possono dipendere le prestazioni dell’impianto in termini di energia prodotta ed emissioni, la possibilità di riutilizzo delle ceneri e gli eventuali problemi legati alla disattivazione dei catalizzatori, ai fenomeni corrosivi e alle incrostazioni.

In generale le biomasse si distinguono dal carbone per le seguenti caratteristiche:
• maggiore contenuto di umidità;
• inferiore densità apparente;
• composizione fibrosa;
• maggiore contenuto di materia volatile (Volatile Matter, VM);
• minor contenuto di carbonio fisso (Fixed Carbon, FC);
• minor contenuto di azoto e zolfo;
• maggiore concentrazione di cloro e fosforo;
• maggiore concentrazione di alcali ed elementi alcalino terrosi;
• inferiore temperatura di fusione delle ceneri;
• minore densità di energia;
• minor contenuto di ceneri;
• percentuale più elevata di ossigeno e idrogeno;
• minore potere calorifico inferiore;
• maggiore reattività termica.

Per migliorare le proprietà chimico-fisiche della biomassa e renderla più simile al carbone, è stata sviluppata una grande varietà di metodi di pretrattamento. Molte delle criticità relative alla composizione chimica della biomassa possono essere ridotte tramite lavaggio e lisciviazione. Metodi come pellettizzazione, densificazione, steam explosion e torrefazione ne agevolano il trasporto, la manipolazione e la combustione.

Gran parte della biomassa destinata alla co-combustione con carbone è costituita oggi da legno pellettizzato e residui forestali. La steam explosion è praticata attualmente (Aprile 2020) a livello dimostrativo industriale. Mentre è già in fase di attività commerciale la torrefazione a secco: metodo utile ad aumentare la densità di energia della biomassa e renderla più fragile e macinabile. Ancora in fase sperimentale è la carbonizzazione idrotermale (Hydrothermal Carbonization, HTC), un promettente trattamento di torrefazione a umido, applicato a biomasse con elevato contenuto idrico (>50%), in grado di riprodurre in poco tempo, attraverso l’applicazione di elevate temperature (180-250°C) e pressioni (40 bar), il naturale processo millenario di carbogenesi.

Per massimizzare i benefici del pretrattamento della biomassa, risolvendo i problemi legati alla combustione, spesso vengono combinate assieme due o più tecnologie, nella cui scelta intervengono in maniera importante le valutazioni sull’efficienza energetica complessiva del processo. Nonostante una maggiore densità di energia nella biomassa pretrattata possa permettere una migliore gestione del combustibile, consentendo una riduzione nei costi per trasporto e immagazzinamento, non possono essere trascurati i costi relativi al consumo di energia per il trattamento (particolarmente elevati nel caso di macinatura, torrefazione e compattamento).

La standardizzazione dei protocolli di caratterizzazione e pretrattamento e lo studio dell’intero processo da un punto di vista economico saranno fondamentali per l’utilizzo su scala industriale di questi metodi.

Nella tabella sottostante sono riportate alcune proprietà della biomassa, in funzione della tipologia di pretrattamento subito, confrontate con i valori tipici del carbone.

Tabella 1 - Proprietà di carbone e biomassa a confronto, in funzione del pretrattamento subito.

Proprietà di carbone e biomassa a confronto, in funzione del pretrattamento subito.

Co-combustione
Per la co-combustione della biomassa in impianti a carbone le configurazioni tipiche sono tre: diretta, indiretta e parallela.

Nella co-combustione diretta, carbone e biomassa vengono bruciati assieme all’interno della stessa caldaia. La biomassa viene preliminarmente miscelata col carbone in percentuali modeste (tipicamente meno del 10% di energia è introdotta sotto forma di biomassa). I due combustibili così miscelati vengono prelevati dal sistema di trasporto preesistente per essere macinati assieme e inviati agli stessi bruciatori (opzione 1 nella figura sottostante). In alternativa la biomassa può essere macinata in un differente mulino per carbone opportunamente modificato e poi inviata ai bruciatori (opzione 2). Per incrementare il rapporto di co-combustione (fino al 50% su base energetica) si può eseguire la macinazione della biomassa in un mulino dedicato. Successivamente la biomassa può essere: deviata sulle linee di trasporto del carbone verso i bruciatori (opzione 3); inviata direttamente ai bruciatori del carbone (opzione 4); inviata ad appositi bruciatori per biomassa (opzione 5). Queste ultime tre soluzioni generalmente richiedono investimenti più onerosi rispetto alle prime due opzioni.
Nella co-combustione indiretta (opzione 6), la biomassa viene convertita in gas in un reattore di gassificazione e il syngas così prodotto viene bruciato col carbone all’interno della stessa caldaia. Pur consentendo una buona flessibilità ed elevati rapporti di co-combustione, è considerata troppo costosa in gran parte dei paesi europei. Molto apprezzata in Cina invece, in quanto permette una più facile quantificazione dei rifiuti agricoli utilizzati nel processo.
La co-combustione parallela (opzione 7) si caratterizza per avere due caldaie separate per carbone e biomassa. A fronte di elevati costi di investimento, questa soluzione permette, oltre a superiori rapporti di co-combustione e una maggiore flessibilità di funzionamento, la separazione delle ceneri di carbone da quelle di biomassa.

Configurazioni alternative per la co-combustione di biomassa e carbone.

Configurazioni alternative per la co-combustione di biomassa e carbone.

Per la notevole esperienza operativa maturata in Europa e Canada negli ultimi vent’anni, la tecnologia della co-combustione diretta in caldaie a polverino di carbone (PC) può oggi definirsi matura. E moderni impianti ultrasupercritici, come il Maasvlakte Power Plant 3 (MPP3) da 1,1 GW di Uniper e l’impianto da 730 MW di Engie a Rotterdam, sono attualmente operativi. La co-combustione diretta in caldaie PC rimane il più popolare metodo di co-combustione di biomassa in paesi asiatici come il Giappone e la Corea del Sud.

Le caldaie a letto fluidizzato (Fluidised bed combustion FBC) sono più adatte alla co-combustione di elevate percentuali di biomassa e, nel caso di impianti preesistenti alimentati a carbone, sono quelle che meglio si prestano ad essere convertite per la co-combustione. Rispetto alle caldaie PC, esse consentono l’utilizzo di biomasse con maggiore contenuto idrico e di pezzatura superiore e sono caratterizzate da una ridotta produzione di ceneri e da un inferiore consumo di calcare. Tra i problemi riscontrati c’è la maggiore possibilità di agglomerazione del letto. Nel mondo esistono 46 unità FBC, la maggior parte delle quali con taglia inferiore ai 300 MW, operanti in condizioni di vapore subcritiche ed efficienze del 38-40%. Diversi sono gli impianti FBC supercritici (il più grande è la centrale da 460 MW di Lagisza in Polonia) e ultrasupercritici, come le 2 unità da 1100 MW del Green Power Plant della KOSPO a Samcheok in Sud Corea.

La co-combustione può essere combinata alla tecnologia dell’ossicombustione, come parte di un sistema per la cattura dell’anidride carbonica, al fine di massimizzare la riduzione di emissioni di anidride carbonica. Questa tecnologia infatti prevede che il combustibile venga bruciato in una miscela di ossigeno e fumi di scarico ricircolati per produrre una corrente concentrata di CO2 che può essere inviata allo stoccaggio. Le criticità emerse negli impianti pilota sono rappresentate dall’elevato costo del retrofitting degli impianti preesistenti e dalle penalizzazioni energetiche dovute agli alti rapporti di compressione e alle elevate perdite di carico. Tuttavia, il potenziale dichiarato di una riduzione delle emissioni di CO2 fino al 120% permette di vedere oggi la co-combustione di carbone e biomassa in letti fluidizzati applicati all’ossicombustione come una promettente tecnologia.

Problemi operativi
Sebbene il perseguimento di alti rapporti di co-combustione della biomassa possa contribuire fortemente alla riduzione delle emissioni di CO2, sono diversi gli ostacoli a questo processo. I principali sono relativi alla gestione della biomassa: disponibilità, immagazzinamento, manipolazione e macinatura. A questi si aggiungono le criticità connesse alla generazione di scorie e incrostazioni, ai fenomeni corrosivi e allo smaltimento delle ceneri.
Molti studi e sperimentazioni condotti in Europa hanno indagato sulla possibilità di operare la co-combustione con elevate percentuali di biomassa. In particolare, l’impianto Drax nel Regno Unito ha testato a lungo diversi rapporti di co-combustione, prima di convertire le quattro unità da 660 MW alla combustione di sola biomassa.

In Giappone sono allo studio importanti innovazioni per la la massimizzazione e ottimizzazione del rapporto di co-combustione. Il trasporto della biomassa, il suo stoccaggio e manipolazione in impianti alimentati a carbone richiedono accorgimenti addizionali a causa del maggiore rischio di incendio e di esplosione delle polveri. Nonostante la biomassa non debba essere necessariamente resa così fine come il carbone, le sue caratteristiche di maggiore infiammabilità spingono gli operatori di caldaia ad alimentare l’impianto con particelle di biomassa di pezzatura uguale o simile a quella del carbone. Questo consente di eseguire il trasporto nei condotti preesistenti e realizzare la combustione nei bruciatori per polverino di carbone. Per via delle sue proprietà fisiche, è più difficile eseguire la polverizzazione della biomassa rispetto a quella del carbone, nonostante i processi di pretrattamento possano migliorarne la macinabilità. Ad oggi, macinare assieme i due combustibili viene vista come l’opzione più economica nel caso di bassi rapporti di co-combustione, ma per rapporti elevati si preferisce il ricorso a mulini appositamente progettati per la biomassa.

Molte tipologie di biocombustibile, come quelle provenienti da coltivazioni erbacee, presentano un elevato contenuto di alcali e di cloro, che incrementano la tendenza alla formazione di scorie ed incrostazioni e alla corrosione all’interno della caldaia. Il lavaggio e la lisciviazione possono ridurre la presenza di componenti idrosolubili di potassio, cloro e zolfo. I carbonati alcalini possono essere utilizzati come sorbenti per ridurre l’acido cloridrico e additivi alla combustione, come il caolino, possono contribuire a cambiare la composizione delle ceneri e ridurre ulteriormente la presenza di specie alcaline volatili. Le incrostazioni possono inoltre essere controllate attraverso sistemi di pulizia online. La co-combustione di specie erbacee con carbone con bassa tendenza alle incrostazioni, come la lignite, può contribuire a ridurre le scorie. Ai fini della protezione dei componenti dalla corrosione, è possibile adottare leghe maggiormente resistenti ai fenomeni corrosivi e rivestimenti superficiali ricchi di cromo e nichel.

Impatto sull’ambiente
In generale, la co-combustione ha un impatto positivo sul controllo delle emissioni di SOx, NOx, particolato e metalli in tracce, come il mercurio, a causa delle proprietà intrinseche delle biomasse. È tuttavia dimostrato come essa possa contribuire alla disattivazione dei catalizzatori nei sistemi SCR (Selective Catalytic Reduction) attraverso il loro avvelenamento (per via dell’elevato contenuto di potassio), erosione e a causa del deposito di incrostazioni. Per far fronte a questi problemi sono stati sviluppati nuovi catalizzatori in formati maggiormente resistenti rispetto a quelli classici. Tra i rimedi contro l’avvelenamento da potassio:
• rimozione del potassio mediante adsorbimento;
• posizionamento dell’unità SCR in coda;
• rivestimento dei monoliti con sostanze basiche;
• utilizzo di catalizzatori intrinsecamente resistenti al potassio.

Sebbene il volume complessivo delle ceneri prodotte in regime di co-combustione sia ridotto, la biomassa, soprattutto per elevate percentuali di alimentazione, modifica le proprietà chimiche di ceneri volanti e ceneri pesanti, influendo negativamente sulle possibilità di riutilizzo delle ceneri. Lo smaltimento in discarica spesso appare dunque la soluzione più facile e meno onerosa.

Prospettive
La co-combustione di biomassa con carbone nella generazione elettrica è stata attivamente studiata e praticata per vent’anni. Le tecnologie sono state sviluppate sopratutto in Europa e Nord America dove adesso, al fine di sostenere la diffusione delle energie rinnovabili, si sta realizzando una rapida e progressiva eliminazione degli impianti a carbone, a differenza di quanto accade in Asia.

Nonostante questo la co-combustione di biomassa con carbone ha un futuro, che si fonda sui diversi vantaggi che assicura. Se praticata in moderni impianti di grande taglia può far raggiungere efficienze molto maggiori rispetto agli impianti, generalmente di piccola taglia, dedicati alla combustione di sola biomassa: l’efficienza elettrica netta di una centrale a biomassa dedicata può arrivare infatti al 39,5%, contro valori del 47% raggiungibili dalle moderne unità ultrasupercritiche a carbone. Quest’ultimo dato, considerato il trascurabile impatto di biomassa sulle prestazioni di un impianto a carbone (inferiore al 10%), potrebbe rappresentare il valore di efficienza in cui un impianto in co-combustione potrebbe operare.

L’investimento incrementale per l’adattamento alla co-combustione di un impianto preesistente è significativamente inferiore al costo di una nuova unità a biomassa. Ruolo decisivo nella comprensione e soluzione dei problemi che possono caratterizzare la co-combustione è rappresentato dall’utilizzo crescente della fluidodinamica computazionale (CFD), in grado di fornire informazioni qualitative e quantitative sull’intera caldaia, particolarmente in quei punti dove risulta difficile o impossibile effettuare delle misurazioni. SMeloni

CCC/305

Agosto 2020 

Autori: Xing Zhang (IEA CCC) e Simone Meloni (Sotacarbo)